RU2344279C1 - Способ разработки залежи высоковязкой нефти - Google Patents
Способ разработки залежи высоковязкой нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2344279C1 RU2344279C1 RU2008101107/03A RU2008101107A RU2344279C1 RU 2344279 C1 RU2344279 C1 RU 2344279C1 RU 2008101107/03 A RU2008101107/03 A RU 2008101107/03A RU 2008101107 A RU2008101107 A RU 2008101107A RU 2344279 C1 RU2344279 C1 RU 2344279C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- oil
- solvent
- dissolvent
- cemented
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу в нагнетательной скважине цементируют зумпф до подошвы продуктивного пласта, обсаживают до кровли продуктивного пласта и цементируют обсаженную часть скважины, оставляя интервал продуктивного пласта открытым. Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с опорой на зацементированный зумпф, снизу колонну насосно-компрессорных труб снабжают плоской заглушкой, нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб до половины интервала продуктивного пласта перфорируют, над перфорацией на колонне насосно-компрессорных труб размещают пакер. При неустановленном пакере прокачивают по колонне насосно-компрессорных труб нагретый растворитель, по межтрубному пространству скважины отбирают растворитель с частью высоковязкой нефти. Устанавливают пакер. Продолжают прокачку нагретого растворителя по колонне насосно-компрессорных труб и отбор растворителя и высоковязкой нефти по межтрубному пространству. Останавливают прокачку растворителя. На дневной поверхности проводят регенерацию растворителя с отделением высоковязкой нефти, отбирают растворитель и высоковязкую нефть по колонне насосно-компрессорных труб штанговым насосом с созданием дилатационной нагрузки на зацементированный зумпф. Описанные операции воспроизводят на соседней скважине, имеющей гидродинамическую связь с данной скважиной, при этом при отборе штанговым насосом на одной скважине ведут прокачку нагретого растворителя на другой скважине и наоборот, а после установления гидродинамического взаимодействия между скважинами через одну скважину закачивают нагретый растворитель, а через другую штанговым насосом отбирают нефть, при этом периодически вместе с растворителем закачивают потокоотклоняющие агенты. Аналогично проводят работы на прочих скважинах до выработки запасов залежи.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти.
Известен способ разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, заключающийся в последовательной закачке в пласт растворителя и теплоносителя, в качестве которого используется пар с добавкой щелочных поверхностно-активных веществ с массовой долей 0,1-2,0%. В качестве растворителя применяют жидкие продукты пиролиза фракция 35-270°С(Е-3) в количестве 5-20% объема пор обрабатываемой зоны пласта (Патент РФ №2151862, опублик. 2000.06.27).
Известный способ не позволяет разрабатывать залежь с достижением высокой нефтеотдачи.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ добычи полезных ископаемых, согласно которому пласт вскрывают, по крайней мере, одной нагнетательной и одной добывающей скважинами. Их обрабатывают высокочастотным электромагнитным полем (ВЭП). Одновременно с обработкой нагнетательной скважины ВЭП осуществляют закачку растворителя или смесей растворителей в пласт. Обработку ВЭП нагнетательной скважины ведут с обеспечением определенной температуры на забое в диапазоне: Тп<Т<Т, где Тп - температура подвижности пластового флюида, Тк -температура кипения растворителя. При этом закачку растворителя осуществляют в объеме, достаточном для достижения добывающей скважины. Температуру на забое нагнетательной скважины регулируют. Обработку этой скважины после снижения температуры на забое не ниже пластовой ведут циклически. Закачку растворителя осуществляют с расходом, который определяют по зависимости (Патент РФ №2139415, опублик. 1999.10.10 - прототип).
Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.
Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем закачку через нагнетательные скважины нагретого растворителя и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению в нагнетательной скважине цементируют зумпф до подошвы продуктивного пласта, обсаживают до кровли продуктивного пласта и цементируют обсаженную часть скважины, оставляя интервал продуктивного пласта открытым, скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с опорой на зацементированный зумпф, снизу колонну насосно-компрессорных труб снабжают плоской заглушкой, нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб до половины интервала продуктивного пласта перфорируют, над перфорацией на колонне насосно-компрессорных труб размещают пакер, при неустановленном пакере прокачивают по колонне насосно-компрессорных труб нагретый растворитель, по межтрубному пространству скважины отбирают растворитель с частью высоковязкой нефти, устанавливают пакер, продолжают прокачку нагретого растворителя по колонне насосно-компрессорных труб и отбор растворителя и высоковязкой нефти по межтрубному пространству, останавливают прокачку растворителя, на дневной поверхности проводят регенерацию растворителя с отделением высоковязкой нефти, отбирают растворитель и высоковязкую нефть по колонне насосно-компрессорных труб штанговым насосом с созданием дилатационной нагрузки на зацементированный зумпф, описанные операции воспроизводят на соседней скважине, имеющей гидродинамическую связь с данной скважиной, при этом при отборе штанговым насосом на одной скважине ведут прокачку нагретого растворителя на другой скважине и наоборот, а после установления гидродинамического взаимодействия между скважинами через одну скважину закачивают нагретый растворитель, а через другую штанговым насосом отбирают нефть, при этом периодически вместе с растворителем закачивают потокоотклоняющие агенты, аналогично проводят работы на прочих скважинах до выработки запасов залежи.
Сущность изобретения
При разработке залежи высоковязкой нефти с вязкостью более 300 мПа·с значительная часть запасов остается в залежи. Существующие способы разработки залежи высоковязкой нефти позволяют несколько повысить извлекаемость запасов, однако эффективность таких способов невелика и нефтеотдача остается на невысоком уровне. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.
В нагнетательной скважине цементируют зумпф до подошвы продуктивного пласта, обсаживают до кровли продуктивного пласта и цементируют обсаженную часть скважины, оставляя интервал продуктивного пласта открытым. Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с опорой на зацементированный зумпф. Снизу колонну насосно-компрессорных труб снабжают плоской заглушкой. Нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб до половины интервала продуктивного пласта перфорируют. Над перфорацией на колонне насосно-компрессорных труб размещают пакер. При неустановленном пакере прокачивают по колонне насосно-компрессорных труб нагретый растворитель, по межтрубному пространству скважины отбирают растворитель с частью высоковязкой нефти. Таким образом прогревают призабойную зону и вымывают высоковязкую нефть в непосредственной близости от перфорационных отверстий. Устанавливают пакер, продолжают прокачку нагретого растворителя по колонне насосно-компрессорных труб и отбор растворителя и высоковязкой нефти по межтрубному пространству. Постановка пакера способствует поступлению растворителя в призабойную зону через перфорационные отверстия ниже пакера и вытеснению высоковязкой нефти через перфорационные отверстия выше пакера в межтрубное пространство скважины. Останавливают прокачку растворителя. На дневной поверхности проводят регенерацию растворителя с отделением высоковязкой нефти. Отбирают растворитель и высоковязкую нефть по колонне насосно-компрессорных труб штанговым насосом с созданием дилатационной нагрузки на зацементированный зумпф. Описанные операции воспроизводят на соседней скважине, имеющей гидродинамическую связь с данной скважиной. При этом при отборе штанговым насосом на одной скважине ведут прокачку нагретого растворителя на другой скважине и наоборот, а после установления гидродинамического взаимодействия между скважинами через одну скважину закачивают нагретый растворитель, а через другую штанговым насосом отбирают нефть. Периодически вместе с растворителем закачивают потокоотклоняющие агенты, например нефтерастворимый полимер, наполнитель и т.п. Аналогично проводят работы на прочих скважинах до выработки запасов залежи.
В качестве растворителя используют низковязкую нефть, широкую фракцию легких углеводородов, дистиллят, газоконденсат и т.п.
Пример конкретного выполнения
Разрабатывают залежь высоковязкой нефти со следующими характеристиками: глубина 90 м, толщина пласта 8-30 м, пластовая температура 8°С, пластовое давление 0,5 МПа, нефтенасыщенность 0,70 д.ед., пористость 30%, проницаемость 0,265 мкм2, плотность нефти 956 кг/м3, вязкость нефти 500 мПа·с.
При разработке залежи высоковязкой нефти бурят вертикальные нагнетательные и добывающие скважины. В нагнетательной скважине цементируют зумпф до подошвы продуктивного пласта, обсаживают до кровли продуктивного пласта и цементируют обсаженную часть скважины, оставляя интервал продуктивного пласта открытым. Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с опорой на зацементированный зумпф. Снизу колонну насосно-компрессорных труб снабжают плоской заглушкой. Нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб до половины интервала продуктивного пласта перфорируют. Над перфорацией на колонне насосно-компрессорных труб размещают пакер. При неустановленном пакере прокачивают по колонне насосно-компрессорных труб нагретый растворитель - низковязкую нефть с вязкостью 1 мПа·с, по межтрубному пространству скважины отбирают растворитель с частью высоковязкой нефти. Устанавливают пакер, продолжают прокачку нагретого растворителя по колонне насосно-компрессорных труб и отбор растворителя и высоковязкой нефти по межтрубному пространству. Останавливают прокачку растворителя. На дневной поверхности проводят регенерацию растворителя с отделением высоковязкой нефти. Скважину переводят на отбор высоковязкой нефти. Отбирают оставшийся в призабойной зоне растворитель и высоковязкую нефть по колонне насосно-компрессорных труб штанговым насосом с созданием дилатационной нагрузки на зацементированный зумпф. Описанные операции воспроизводят на соседней скважине, имеющей гидродинамическую связь с данной скважиной. При этом при отборе штанговым насосом на одной скважине ведут прокачку нагретого растворителя на другой скважине и наоборот, а после установления гидродинамического взаимодействия между скважинами через одну скважину закачивают нагретый растворитель, а через другую штанговым насосом отбирают нефть. Периодически вместе с растворителем закачивают потокоотклоняющие агенты - нефтерастворимый полимер. Аналогично проводят работы на прочих скважинах до выработки запасов залежи.
В результате нефтеотдача залежи повысилась до 45%, в то время как по прототипу нефтеотдача достигает 28-30%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.
Claims (1)
- Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий закачку через нагнетательные скважины нагретого растворителя и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что в нагнетательной скважине цементируют зумпф до подошвы продуктивного пласта, обсаживают до кровли продуктивного пласта и цементируют обсаженную часть скважины, оставляя интервал продуктивного пласта открытым, скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с опорой на зацементированный зумпф, снизу колонну насосно-компрессорных труб снабжают плоской заглушкой, нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб до половины интервала продуктивного пласта перфорируют, над перфорацией на колонне насосно-компрессорных труб размещают пакер, при неустановленном пакере прокачивают по колонне насосно-компрессорных труб нагретый растворитель, по межтрубному пространству скважины отбирают растворитель с частью высоковязкой нефти, устанавливают пакер, продолжают прокачку нагретого растворителя по колонне насосно-компрессорных труб и отбор растворителя и высоковязкой нефти по межтрубному пространству, останавливают прокачку растворителя, на дневной поверхности проводят регенерацию растворителя с отделением высоковязкой нефти, отбирают растворитель и высоковязкую нефть по колонне насосно-компрессорных труб штанговым насосом с созданием дилатационной нагрузки на зацементированный зумпф, описанные операции воспроизводят на соседней скважине, имеющей гидродинамическую связь с данной скважиной, при этом при отборе штанговым насосом на одной скважине ведут прокачку нагретого растворителя на другой скважине и наоборот, а после установления гидродинамического взаимодействия между скважинами через одну скважину закачивают нагретый растворитель, а через другую штанговым насосом отбирают нефть, при этом периодически вместе с растворителем закачивают потокоотклоняющие агенты, аналогично проводят работы на прочих скважинах до выработки запасов залежи.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008101107/03A RU2344279C1 (ru) | 2008-01-18 | 2008-01-18 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008101107/03A RU2344279C1 (ru) | 2008-01-18 | 2008-01-18 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2344279C1 true RU2344279C1 (ru) | 2009-01-20 |
Family
ID=40376050
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008101107/03A RU2344279C1 (ru) | 2008-01-18 | 2008-01-18 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2344279C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2446277C1 (ru) * | 2010-10-05 | 2012-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов |
| RU2501941C2 (ru) * | 2012-02-27 | 2013-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
-
2008
- 2008-01-18 RU RU2008101107/03A patent/RU2344279C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2446277C1 (ru) * | 2010-10-05 | 2012-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов |
| RU2501941C2 (ru) * | 2012-02-27 | 2013-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6158510A (en) | Steam distribution and production of hydrocarbons in a horizontal well | |
| CA2243105C (en) | Vapour extraction of hydrocarbon deposits | |
| US3653438A (en) | Method for recovery of petroleum deposits | |
| CA2756389C (en) | Improving recovery from a hydrocarbon reservoir | |
| RU2522369C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами | |
| US8408313B2 (en) | Methods for application of reservoir conditioning in petroleum reservoirs | |
| RU2344280C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов направленно-горизонтальными скважинами | |
| CA2766838C (en) | Enhancing the start-up of resource recovery processes | |
| US8770289B2 (en) | Method and system for lifting fluids from a reservoir | |
| CA2841688A1 (en) | Pressure assisted oil recovery | |
| RU2011117402A (ru) | Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора (варианты) | |
| RU2274742C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
| CA2704896C (en) | Well completion for viscous oil recovery | |
| US20240263549A1 (en) | Gravity Assisted Reservoir Drainage Systems and Methods | |
| RU2456441C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти методом одновременной закачки пара и отбора жидкости из одиночной горизонтальной скважины | |
| RU2007109378A (ru) | Устройство скважины и способ разработки многопластовой нефтяной залежи | |
| RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2455473C2 (ru) | Способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов | |
| RU2344279C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2504646C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти с применением заводнения | |
| RU2228433C2 (ru) | Способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления | |
| RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
| RU2282024C1 (ru) | Способ разработки продуктивного пласта | |
| RU2339802C1 (ru) | Циклический способ разработки залежей нефти | |
| RU2505668C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с применением разветвленных горизонтальных скважин |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140119 |