RU2596845C1 - Способ разработки залежи высоковязкой нефти - Google Patents
Способ разработки залежи высоковязкой нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2596845C1 RU2596845C1 RU2015146382/03A RU2015146382A RU2596845C1 RU 2596845 C1 RU2596845 C1 RU 2596845C1 RU 2015146382/03 A RU2015146382/03 A RU 2015146382/03A RU 2015146382 A RU2015146382 A RU 2015146382A RU 2596845 C1 RU2596845 C1 RU 2596845C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- horizontal
- day
- production
- reservoir
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. В способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем расположение горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин параллельно и последовательно, выполнение горизонтальных стволов верхних нагнетательных скважин короче горизонтальных стволов нижних добывающих скважин, закачку пара через верхние нагнетательные скважины и отбор продукции через нижние добывающие скважины, при последовательном расположении горизонтальные стволы скважин располагают началами друг к другу в купольной части залежи, верхние скважины выполняют короче нижних на 10-40%, части скважин от дневной поверхности до горизонтальных стволов выполняют наклонными, наклонные стволы снабжают обсадной колонной, цементируют затрубное пространство выше горизонтального ствола, а режим закачки пара через верхние нагнетательные скважины назначают в объеме 50-120 т/сут, а режим отбора продукции через нижние добывающие скважины назначают в объеме 50-150 т/сут. 1 ил., 3 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, которые оборудуют фильтрами, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину (Патент РФ №2555713, опубл. 10.07.2015).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт. Способ включает строительство горизонтальной основной добывающей скважины и расположенной выше горизонтальной нагнетательной скважины, закачку пара в горизонтальные скважины, а после создания проницаемой зоны между скважинами закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. При этом строят дополнительные горизонтальные добывающие скважины, расположенные последовательно и параллельно с основной. Причем горизонтальные добывающие скважины располагают выше водонефтяного контакта, но ниже нагнетательной скважины на 5-8 м. При этом расстояние между забоем одной горизонтальной добывающей скважины и входом в кровлю другой в горизонтальной проекции должно быть не менее 5 м. Закачку пара в добывающие скважины перед началом отбора осуществляют в объеме 2-10 т/м суммарной длины горизонтальных участков, после чего из добывающих скважин производят регулируемый отбор продукции так, чтобы забойное давление в каждой добывающей скважине было не менее пластового давления подошвенных вод (патент РФ №2496979, опубл. 27.10.2013 - прототип).
Общим недостатком известных технических решений является невысокая нефтеотдача залежи.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.
Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем расположение горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин параллельно и последовательно, выполнение горизонтальных стволов верхних нагнетательных скважин короче горизонтальных стволов нижних добывающих скважин, закачку пара через верхние нагнетательные скважины и отбор продукции через нижние добывающие скважины, согласно изобретению при последовательном расположении горизонтальные стволы скважин располагают началами друг к другу в купольной части залежи, верхние скважины выполняют короче нижних на 10-40%, части скважин от дневной поверхности до горизонтальных стволов выполняют наклонными, режим закачки пара через верхние нагнетательные скважины назначают в объеме 50-120 т/сут, а режим отбора продукции через нижние добывающие скважины назначают в объеме 50-150 т/сут.
Сущность изобретения
Существующие способы разработки залежи высоковязкой нефти позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти. Однако запасы в купольных зонах скважин остаются невыработанными. В результате нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи высоковязкой нефти за счет выработки запасов в купольных зонах скважины. Задача решается следующим образом.
При последовательном расположении горизонтальные стволы скважин располагают началами друг к другу в купольной части залежи, горизонтальные стволы верхних скважин выполняют короче нижних на 10-40%, части скважин от дневной поверхности до горизонтальных стволов выполняют наклонными преимущественно с углом наклона к зениту от 30 до 60 градусов.
На фиг. 1 представлена схема расположения скважин в залежи высоковязкой нефти. На фиг. 1 приняты следующие обозначения: 1 - горизонтальный ствол верхней нагнетательной скважины, 2 - горизонтальный ствол нижней добывающей скважины, 3 - наклонная часть верхней нагнетательной скважины, 4 - наклонная часть нижней добывающей скважины, 5 - купольная часть залежи, 6 - краевая зона залежи.
Пар закачивают через горизонтальные стволы верхних нагнетательных скважин по следующему режиму: 50-120 т/сут. При этом в купольной части создается большая область прогретой паровой зоны повышенного давления, вытесняющая нефть к горизонтальным стволам скважин, посредством которых производят отбор продукции по режиму: 50-150 т/сут. Наклонные стволы скважин, проходящие через купольную часть залежи, служат как бы проводниками распространения тепла и проводниками распространения пара в купол залежи. В результате прогрев купола улучшается, повышается охват залежи воздействием, повышается нефтеотдача залежи.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Разрабатывают залежь высоковязкой нефти со следующими характеристиками: глубина 120 метров, пластовая температура 8°C, пластовое давление 0,8 МПа, пористость 34%, проницаемость 1,3 мкм2, нефтенасыщенность 70%, толщина продуктивного пласта 12 метров. Коллектор терригенный. Вязкость нефти 18260 мПа*с, плотность нефти 0,960 г/см3.
Через купольную часть залежи бурят нижнюю добывающую скважину на глубину 130 м на 2 м выше водонефтяного контакта. Наклонный ствол скважины диаметром 244,5 мм выполняют под углом к зениту порядка 45° длиной 250 м до выхода на горизонталь в продуктивном пласте. Осуществляют проводку горизонтального ствола длиной 500 м и диаметром 168 мм. Наклонный ствол снабжают обсадной колонной диаметром 244,5 мм, цементируют затрубное пространство выше горизонтального ствола. Фильтр из перфорированных труб спускают в горизонтальный ствол скважины. В горизонтальный ствол скважины спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм с насосом.
Через купольную часть залежи бурят верхнюю нагнетательную скважину. Наклонный ствол скважины диаметром 244,5 мм выполняют углом к зениту порядка 45° длиной 250 м до выхода на горизонталь в продуктивном пласте. На глубине 125 м, т.е. на 5 м выше ствола добывающей скважины, осуществляют проводку горизонтального ствола длиной 400 м (на 20% короче нижнего горизонтального ствола) и диаметром 168 мм. Наклонный ствол снабжают обсадной колонной диаметром 244,5 мм, цементируют затрубное пространство выше горизонтального ствола. Фильтр из перфорированных труб спускают в горизонтальный ствол скважины. В горизонтальный ствол скважины спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм.
Аналогично бурят пару скважин через купольную часть залежи с размещением каждого горизонтального ствола последовательно горизонтальному стволу соответствующей пробуренной ранее скважины с расположением горизонтальных стволов скважин началами друг к другу в купольной части залежи.
Проводят закачку теплоносителя (пара) в пласт через верхние нагнетательные скважины, через колонну насосно-компрессорных труб и отверстия фильтра по режиму: 80 т/сут. Отбирают продукцию через нижние добывающие скважины, фильтр в горизонтальном стволе по режиму: 80 т/сут. Выполняют подачу продукции к устью скважины по колонне насосно-компрессорных труб с насосом.
Пример 2. Выполняют, как пример 1. Осуществляют проводку горизонтального ствола верхней скважины длиной 450 м (на 10% короче нижнего горизонтального ствола). Наклонный ствол верхней скважины выполняют под углом к зениту порядка 30°. Проводят закачку теплоносителя (пара) в пласт через верхние нагнетательные скважины, через колонну насосно-компрессорных труб и отверстия фильтра по режиму: 120 т/сут. Отбирают продукцию через нижние добывающие скважины, фильтр в горизонтальном стволе по режиму: 150 т/сут.
Пример 3. Выполняют, как пример 1. Осуществляют проводку горизонтального ствола верхней скважины длиной 300 м (на 40% короче нижнего горизонтального ствола). Наклонный ствол верхней скважины выполняют под углом к зениту порядка 60°. Проводят закачку теплоносителя (пара) в пласт через верхние нагнетательные скважины, через колонну насосно-компрессорных труб и отверстия фильтра по режиму: 50 т/сут. Отбирают продукцию через нижние добывающие скважины, фильтр в горизонтальном стволе по режиму: 50 т/сут.
В результате удается прогреть продуктивный пласт на всю толщину и отобрать из залежи дополнительные запасы нефти. Нефтеотдача залежи увеличивается на 3% и составляет 39,8%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.
Claims (1)
- Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий расположение горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин параллельно и последовательно, выполнение горизонтальных стволов верхних нагнетательных скважин короче горизонтальных стволов нижних добывающих скважин, закачку пара через верхние нагнетательные скважины и отбор продукции через нижние добывающие скважины, отличающийся тем, что при последовательном расположении горизонтальные стволы скважин располагают началами друг к другу в купольной части залежи, верхние скважины выполняют короче нижних на 10-40%, части скважин от дневной поверхности до горизонтальных стволов выполняют наклонными, наклонные стволы снабжают обсадной колонной, цементируют затрубное пространство выше горизонтального ствола, а режим закачки пара через верхние нагнетательные скважины назначают в объеме 50-120 т/сут, а режим отбора продукции через нижние добывающие скважины назначают в объеме 50-150 т/сут.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015146382/03A RU2596845C1 (ru) | 2015-10-28 | 2015-10-28 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015146382/03A RU2596845C1 (ru) | 2015-10-28 | 2015-10-28 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2596845C1 true RU2596845C1 (ru) | 2016-09-10 |
Family
ID=56892296
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015146382/03A RU2596845C1 (ru) | 2015-10-28 | 2015-10-28 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2596845C1 (ru) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
RU2350747C1 (ru) * | 2007-06-18 | 2009-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения |
RU2412342C1 (ru) * | 2009-10-16 | 2011-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину |
RU2446278C1 (ru) * | 2010-11-02 | 2012-03-27 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Способ разработки месторождений с высоковязкими нефтями и битумами системой горизонтально-наклонных скважин |
RU2496979C1 (ru) * | 2012-05-03 | 2013-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт |
-
2015
- 2015-10-28 RU RU2015146382/03A patent/RU2596845C1/ru active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
RU2350747C1 (ru) * | 2007-06-18 | 2009-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения |
RU2412342C1 (ru) * | 2009-10-16 | 2011-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину |
RU2446278C1 (ru) * | 2010-11-02 | 2012-03-27 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Способ разработки месторождений с высоковязкими нефтями и битумами системой горизонтально-наклонных скважин |
RU2496979C1 (ru) * | 2012-05-03 | 2013-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2334096C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа | |
RU2368767C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием | |
RU2442883C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти | |
RU2582251C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
RU2387819C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти и битума | |
RU2582529C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
RU2567918C1 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения | |
RU2675114C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2434127C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битумов | |
RU2343276C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
RU2515662C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2439298C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти массивного типа с послойной неоднородностью | |
RU2274741C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2433254C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2550635C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
RU2610461C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2599124C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2310744C1 (ru) | Способ добычи из подземной залежи тяжелых и/или высоковязких углеводородов | |
RU2657307C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
RU2596845C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2504646C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти с применением заводнения | |
RU2514046C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2467161C1 (ru) | Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти | |
RU2652245C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти |