RU2606003C2 - Способ паротеплового воздействия на залежь высоковязкой нефти - Google Patents
Способ паротеплового воздействия на залежь высоковязкой нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2606003C2 RU2606003C2 RU2015110953A RU2015110953A RU2606003C2 RU 2606003 C2 RU2606003 C2 RU 2606003C2 RU 2015110953 A RU2015110953 A RU 2015110953A RU 2015110953 A RU2015110953 A RU 2015110953A RU 2606003 C2 RU2606003 C2 RU 2606003C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- oil
- injection
- steam
- rows
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 28
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 28
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 17
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 22
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/04—Measuring depth or liquid level
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Heat-Exchange Devices With Radiators And Conduit Assemblies (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи при добыче высоковязкой нефти, повышение равномерности вытеснения нефти. Способ паротеплового воздействия на залежь высоковязкой нефти включает бурение рядов нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку пара через нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. При этом ряды нагнетательных горизонтальных скважин и ряды добывающих горизонтальных скважин чередуют, отношение длины горизонтальных скважин к расстоянию между ближайшими рядами скважин составляет не менее 3, нагнетательные скважины делят на изолированные друг от друга секции, положение границ изолированных секций выбирают в точках с максимальным градиентом параметров, получаемых в ходе геофизических исследований, пар закачивают в секции раздельно с возможностью регулирования его расхода. 4 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к паротепловому воздействию на залежь высоковязкой нефти с целью увеличения нефтеотдачи.
Известен способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти (а.с. СССР 1830411, E21B 43/24 от 29.01.1991 г.), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение горизонтальных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, периодическую закачку теплоносителя, например пара, в горизонтальные скважины и отбор нефти из вертикальных добывающих скважин.
Известен способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти (патент РФ №2199656, E21B 43/24, от 17.04.2001 г.), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение горизонтальных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, периодическую закачку теплоносителя, например пара, в горизонтальные скважины и отбор нефти из вертикальных добывающих скважин, при этом отбор ведут также из вертикальных нагнетательных скважин, а после выработки пласта в районе призабойной зоны всех скважин переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины, одновременно отбирая нефть из остальных скважин.
Недостатками данных способов являются низкий охват тепловым воздействием на пласт вследствие прямых прорывов пара в добывающие скважины и, как следствие, низкий коэффициент нефтеотдачи.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому относится способ воздействия на пласт паром при добыче нефти (Термические методы увеличения нефтеотдачи и геотермология нефтяных месторождений (Материалы конференции-семинара по термическим методам увеличения нефтеотдачи и геотермологии нефтяных месторождений). Под редакцией А.Б. Шейнмана, ВНИИОЭНГ, Москва, 1967 г. стр. 52, 53). Известный способ паротеплового воздействия на залежь высоковязкой нефти включает бурение рядов нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку пара через нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин.
Недостатком данного способа является невозможность регулирования фронта вытеснения высоковязкой нефти и, как следствие, неравномерность фронта вытеснения высоковязкой нефти и низкий коэффициент нефтеотдачи в зонально-неоднородных пластах.
Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи при добыче высоковязкой нефти.
Техническим результатом данного изобретения является обеспечение выравнивания фронта вытеснения высоковязкой нефти паром в зонально-неоднородных пластах и исключение преждевременных прорывов пара в добывающую скважину.
Технический результат достигается тем, что в способе паротеплового воздействия на залежь высоковязкой нефти, включающем бурение рядов нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку пара через нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, ряды нагнетательных горизонтальных скважин и ряды добывающих горизонтальных скважин чередуют, отношение длины горизонтальных скважин к расстоянию между ближайшими рядами скважин составляет не менее 3, нагнетательные скважины делят на изолированные друг от друга секции, положение границ изолированных секций выбирают в точках с максимальным градиентом параметров, получаемых в ходе геофизических исследований, при этом пар закачивают в секции раздельно с возможностью регулирования его расхода.
Между нагнетательными и добывающими скважинами в области каждой секции осуществляют наблюдение за динамикой движения фронта вытеснения нефти паром и, в зависимости от величины и характера отклонения движения фронта в области разных секций нагнетательной скважины, изменяют расход пара в секциях, поддерживая равномерность динамики движения фронта вдоль всей скважины.
Новым является то, что отношение длины горизонтальных скважин к расстоянию между ближайшими рядами скважин составляет не менее 3.
Также новым является то, что нагнетательные скважины делят на изолированные друг от друга секции, положение границ изолированных секций выбирают в точках с максимальным градиентом параметров, получаемых в ходе геофизических исследований, пар закачивают в секции раздельно с возможностью регулирования его расхода.
Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает возможность выравнивания фронта вытеснения высоковязкой нефти паром, предотвращение прорыва пара и, как следствие, увеличение охвата вытеснением.
На фиг. 1 представлена схема размещения горизонтальных скважин.
На фиг. 2 показана схема разделения зон вытеснения нефти в области секций.
На фиг. 3 показан пример неравномерного перемещения фронта вытесняемой нефти.
На фиг. 4 представлена схема размещения наблюдательных скважин.
Предложенный способ осуществляют следующим образом.
На месторождении бурят горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины, например, по рядной схеме размещения скважин (Фиг. 1).
Пространство между добывающими 1 и нагнетательными 2 скважинами условно делится на несколько зон 3 вытеснения нефти (Фиг. 2), фильтрационные свойства которых предполагаются неизвестными. В нагнетательной скважине создают изолированные друг от друга секции 4, формирующие отдельные зоны вытеснения, например, с помощью межколонных пакеров (не показано). В каждой секции 4 устанавливаются устройства, контролирующие расход пара 5, например перфорированные насосно-компрессорные трубы (НКТ), с перфорационными отверстиями, число и диаметр которых выбирается исходя из заданного расхода пара через перфорированную боковую поверхность НКТ при условии создания критического потока пара, связанного с эффектом Вентури. Положения границ секций 4 выбирают таким образом, чтобы каждая секция вскрывала одно определенное геологическое тело, характеризующееся определенным диапазоном параметров, измеряемых при проведении комплекса геофизических исследований в стволе скважины. Длину горизонтальных скважин выбирают, таким образом, чтобы она была кратно больше расстояния между скважинами по латерали.
Этим достигается более высокая равномерность вытеснения нефти за счет улучшения степени регулирования и снижения вероятности прорыва пара через нефть по высокопроницаемым зонам. Оптимально, если положения границ секций 4 выбираются в точках с максимальным градиентом параметров, получаемых в ходе геофизических исследований с учетом комплексирования различных видов исследований, а отношение длины горизонтальных скважин к расстоянию между скважинами составляет не менее 3.
Если это отношение менее 3, то фильтрационные потоки пара, закачиваемого в различные секции нагнетательной скважины, перераспределяются таким образом, чтобы пройти по зонам наименьшего фильтрационного сопротивления, этим нивелируется эффект выравнивания фронта вытеснения нефти паром.
Пар закачивают в пласт через секции 4 нагнетательной скважины 2, из добывающих скважин 1 отбирается нефть.
В процессе закачки пара проводится мониторинг вытеснения нефти и оценивается положение фронта 6 вытеснения в каждой зоне 3 (Фиг. 3), например, с использованием наблюдательных скважин 7 (Фиг. 4).
При различии положения фронта 6 в различных зонах увеличивается закачка пара в интервалы с отстающим фронтом вытеснения и сокращается закачка пара в интервалы с опережающим фронтом вытеснения путем перераспределения пропускной способности устройств, контролирующих расход пара 5, например, таким образом, чтобы пропускная способность устройств, контролирующих расход пара 5, расположенных в каждой секции 4, была обратно пропорциональна среднему (по двум направлениям распространения фронта вытеснения) расстоянию от фронта вытеснения 6 до нагнетательной скважины 2.
Таким образом, выравнивается фронт 6 вытеснения высоковязкой нефти паром и, как следствие, увеличивается охват вытеснением, предотвращается прорыв пара через фронт вытеснения нефти.
Claims (1)
- Способ паротеплового воздействия на залежь высоковязкой нефти, включающий бурение рядов нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку пара через нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, отличающийся тем, что ряды нагнетательных горизонтальных скважин и ряды добывающих горизонтальных скважин чередуют, отношение длины горизонтальных скважин к расстоянию между ближайшими рядами скважин составляет не менее 3, нагнетательные скважины делят на изолированные друг от друга секции, положение границ изолированных секций выбирают в точках с максимальным градиентом параметров, получаемых в ходе геофизических исследований, пар закачивают в секции раздельно с возможностью регулирования его расхода.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015110953A RU2606003C2 (ru) | 2015-03-27 | 2015-03-27 | Способ паротеплового воздействия на залежь высоковязкой нефти |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015110953A RU2606003C2 (ru) | 2015-03-27 | 2015-03-27 | Способ паротеплового воздействия на залежь высоковязкой нефти |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2015110953A RU2015110953A (ru) | 2016-10-20 |
RU2606003C2 true RU2606003C2 (ru) | 2017-01-10 |
Family
ID=57138227
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015110953A RU2606003C2 (ru) | 2015-03-27 | 2015-03-27 | Способ паротеплового воздействия на залежь высоковязкой нефти |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2606003C2 (ru) |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4718485A (en) * | 1986-10-02 | 1988-01-12 | Texaco Inc. | Patterns having horizontal and vertical wells |
RU2199656C2 (ru) * | 2001-04-17 | 2003-02-27 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти |
RU2418945C1 (ru) * | 2010-03-03 | 2011-05-20 | Сергей Владимирович Кайгородов | Шахматно-циклический способ разработки месторождений высоковязкой нефти и битумов |
RU2534306C1 (ru) * | 2013-10-04 | 2014-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи тепловым и водогазовым воздействием |
-
2015
- 2015-03-27 RU RU2015110953A patent/RU2606003C2/ru active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4718485A (en) * | 1986-10-02 | 1988-01-12 | Texaco Inc. | Patterns having horizontal and vertical wells |
RU2199656C2 (ru) * | 2001-04-17 | 2003-02-27 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти |
RU2418945C1 (ru) * | 2010-03-03 | 2011-05-20 | Сергей Владимирович Кайгородов | Шахматно-циклический способ разработки месторождений высоковязкой нефти и битумов |
RU2534306C1 (ru) * | 2013-10-04 | 2014-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи тепловым и водогазовым воздействием |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2015110953A (ru) | 2016-10-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2692939C (en) | Improvements in hydrocarbon recovery | |
RU2455471C1 (ru) | Система разработки монолитного малопродуктивного зонально-неоднородного нефтяного пласта | |
RU2663532C1 (ru) | Способ разработки высоковязкой нефти | |
RU2582251C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
RU2442884C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием | |
RU2555713C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
RU2481468C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2678739C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2675114C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2513484C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти или битума | |
RU2675115C1 (ru) | Способ разработки высоковязкой нефти | |
RU2606003C2 (ru) | Способ паротеплового воздействия на залежь высоковязкой нефти | |
RU2526047C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием | |
RU2334098C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
CN104165046B (zh) | 用于快速并均匀的sagd启动的增强方法 | |
RU2610461C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2395676C1 (ru) | Способ разработки залежи битума | |
RU2555163C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти горизонтальными скважинами | |
RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
RU2483207C2 (ru) | Способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти | |
US20150198023A1 (en) | Systems and methods for producing viscous hydrocarbons | |
RU2643056C1 (ru) | Способ разработки залежей сверхтяжелой нефти или природного битума | |
RU2720725C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2514044C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2387820C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума |