RU2633930C1 - Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием - Google Patents
Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием Download PDFInfo
- Publication number
- RU2633930C1 RU2633930C1 RU2016133808A RU2016133808A RU2633930C1 RU 2633930 C1 RU2633930 C1 RU 2633930C1 RU 2016133808 A RU2016133808 A RU 2016133808A RU 2016133808 A RU2016133808 A RU 2016133808A RU 2633930 C1 RU2633930 C1 RU 2633930C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- steam
- formation
- reservoir
- string
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 230000000694 effects Effects 0.000 title abstract description 11
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 title abstract description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 31
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims abstract description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 30
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 15
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 5
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 11
- 238000013021 overheating Methods 0.000 abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 abstract 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 17
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 3
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 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
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти с пароциклическим воздействием, содержащих непроницаемые пропластки с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП). Способ включает бурение вертикальной скважины в залежи высоковязкой нефти, крепление вертикальной скважины обсадной колонной, перфорацию обсадной колонны в интервале продуктивного пласта, закачку через скважину в продуктивный пласт парогазового теплоносителя, спуск в скважину колонны труб с насосом и отбор разогретой продукции из скважины. Вертикальной скважиной вскрывают залежь высоковязкой нефти, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком. При этом в скважине перфорируют обсадную колонну напротив верхней части продуктивного пласта и в кровле непроницаемого пропластка. После чего производят ГРП закачкой 20%-ной соляной кислоты с расходом 1,5 м3/мин из расчета 2 м3 на 1 м пласта с образованием трещины разрыва. Затем в трещину разрыва закачивают соленую воду плотностью 1180 кг/м3 в объеме закачанной кислоты с расходом 0,8 м3/мин. Далее производят крепление трещины разрыва закачкой сшитого геля со смесью проппантов с расходом 2,0 м3/мин в следующем соотношении, %: проппант фракции 16/20 меш - 60%; цилиндрический проппант фракции 12/16 меш - 20%; RCP-проппант фракции 16/30 меш - 20%. После проведения ГРП перфорируют нижнюю часть продуктивного пласта. Для снижения потерь тепла в начале пароциклического воздействия прогревают скважину циркуляцией пара до прекращения выхода конденсата из обратной линии. В скважину спускают колонну труб, оснащенную снизу вверх обратным клапаном, замковой опорой вставного штангового насоса, нижним перепускным клапаном, нижним пакером, верхним перепускным клапаном и верхним пакером. Размещают колонну труб в скважине так, чтобы верхний пакер находился напротив кровли верхней части продуктивного пласта, а нижний пакер находился напротив кровли нижней части продуктивного пласта. Далее в колонну труб на колонне штанг спускают вставной штанговый насос, который фиксируют в замковой опоре, затем в скважину в течение 14 сут закачивают пар в объеме 40 т/сут. После чего скважину закрывают и выдерживают в течение 14 сут на пропитку. Затем отбирают разогретую высоковязкую нефть, после снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины циклы закачки пара и отбора разогретой высоковязкой нефти повторяют. Технический результат заключается в: увеличении охвата залежи; повышении эффективности паротеплового воздействия на пласт; исключении перегрева верхней части продуктивного пласта; сокращении тепловых потерь по стволу скважины. 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке залежей высоковязкой нефти с пароциклическим воздействием, содержащих непроницаемые пропластки с применением трещин гидроразыва пласта (ГРП).
Известен способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком (патент RU №2478164, МПК Е21В 43/16, опубл. 27.03.2013 г., бюл. №9), включающий бурение вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в нефтяной залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные и отбор продукции из добывающих скважин. При этом бурят дополнительную горизонтальную скважину с прохождением ее горизонтального ствола в непроницаемом пропластке между залежами нефти и газа. Производят гидроразрыв в горизонтальной части ствола скважины в интервале непроницаемого участка с образованием трещин гидроразрыва, связывающих нефтяную и газовую залежи между собой. В процессе разработки залежи нефти при прорыве газа в стволы добывающих скважин производят периодическую закачку вязкой жидкости в дополнительную горизонтальную скважину до прекращения поступления газа в стволы этих добывающих скважин.
Недостатками способа являются:
- во-первых, низкий охват залежи действием рабочего агента по вертикали, так как рабочий агент распределяется только вдоль вертикальной нагнетательной скважины;
- во-вторых, низкая эффективность реализации способа, обусловленная большим расходом рабочего агента (сточной воды), закачиваемого в нагнетательную скважину, и низким дебитом добывающей скважины, при этом практически сразу после начала реализации способа происходит прорыв сточной воды напрямую в горизонтальной ствол добывающей скважины, что приводит к обводнению добываемой продукции;
- в-третьих, высокие эксплуатационные затраты на реализацию способа в процессе разработки залежи нефти, так как для проведения гидроразрыва необходимо бурить дополнительный горизонтальный ствол.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью (патент RU №2164289, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.03.2001 г., бюл. №8), включающий бурение вертикальной скважины в залежи высоковязкой нефти с вскрытием продуктивного пласта, крепление вертикальных скважин обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн в интервале продуктивного пласта, закачку через скважину расчетного количества парогазового теплоносителя, содержащего водяной пар, растворимый в нефти газ и неконденсирующийся газ, спуск в вертикальную скважину колонны труб с насосом и отбор разогретой продукции из скважины.
Недостатки способа:
- во-первых, низкий охват залежи высоковязкой нефти, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком (прослоем глин) действием теплоносителя (пара) по вертикали, при этом пар распределяется только вдоль вертикальной скважины в пределах верхней части продуктивного пласта, не обеспечивая прогрев по всей высоте продуктивного пласта, вследствие чего прослой глины препятствует поступлению пара в нижнюю часть продуктивного пласта;
- во-вторых, низкая эффективность паротеплового воздействия на пласт, обусловленная большим расходом пара и отсутствием гидродинамической связи между верхней и нижней частями продуктивного пласта при наличии между ними непроницаемой перемычки;
- в-третьих, перегрев верхней части продуктивного пласта до температур, опасных для обсадной колонны скважины, из-за того, что свободный кислород вступает в реакцию жидкофазного окисления с пластовой нефтью с выделением дополнительного тепла непосредственно в пласте;
в-четвертых, высокие энергетические затраты по стволу скважины, обусловленные высокими тепловыми потерями, так как пар закачивается через скважину, а не по колонне труб, поэтому основная часть тепла «уходит» на разогревание крепления обсадной колонны.
Техническими задачами изобретения являются увеличение охвата залежи, повышение эффективности паротеплового воздействия, исключение перегрева верхней части продуктивного пласта и сокращение тепловых потерь по стволу скважины.
Поставленные задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием, включающим бурение вертикальной скважины в залежи высоковязкой нефти, крепление вертикальной скважины обсадной колонной, перфорацию обсадной колонны в интервале продуктивного пласта, закачку через скважину в продуктивный пласт парогазового теплоносителя, спуск в скважину колонны труб с насосом и отбор разогретой продукции из скважины.
Новым является то, что вертикальной скважиной вскрывают залежь высоковязкой нефти, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, при этом в скважине перфорируют обсадную колонну напротив верхней части продуктивного пласта и в кровле непроницаемого пропластка, после чего производят ГРП закачкой 20%-ной соляной кислоты с расходом 1,5 м3/мин из расчета 2 м3 на 1 м пласта с образованием трещины разрыва, затем в трещину разрыва закачивают соленую воду плотностью 1180 кг/м3 в объеме закачанной кислоты с расходом 0,8 м3/мин, далее производят крепление трещины разрыва закачкой сшитого геля со смесью проппантов с расходом 2,0 м3/мин в следующем соотношении, %: проппант фракции 16/20 меш - 60%; цилиндрический проппант фракции 12/16 меш - 20%; RCP-проппант фракции 16/30 меш - 20%, после проведения ГРП перфорируют нижнюю часть продуктивного пласта, для снижения потерь тепла в начале пароциклического воздействия прогревают скважину циркуляцией пара до прекращения выхода конденсата из обратной линии, в скважину спускают колонну труб, оснащенную снизу вверх обратным клапаном, замковой опорой вставного штангового насоса, нижним перепускным клапаном, нижним пакером, верхним перепускным клапаном и верхним пакером, размещают колонну труб в скважине так, чтобы верхний пакер находился напротив кровли верхней части продуктивного пласта, а нижний пакер находился напротив кровли нижней части продуктивного пласта, далее в колонну труб на колонне штанг спускают вставной штанговый насос, который фиксируют в замковой опоре, затем в скважину в течение 14 сут закачивают пар в объеме 40 т/сут, после чего скважину закрывают и выдерживают в течение 14 сут на пропитку, затем отбирают разогретую высоковязкую нефть, после снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины циклы закачки пара и отбора разогретой высоковязкой нефти повторяют.
На фиг. 1 схематично изображен предлагаемый способ в процессе проведения ГРП.
На фиг. 2 схематично изображен предлагаемый способ в процессе пароциклического воздействия через трещину ГРП.
Предлагаемый способ реализуют следующим образом.
Производят бурение вертикальной скважины 1 (см. фиг. 1), например, глубиной до 300 м в залежи высоковязкой нефти, представленной верхней 2' и нижней 2'' частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком 2'''.
Например, вертикальная скважина 1 вскрывает карбонатный пласт, в котором верхняя часть 2' продуктивного пласта имеет толщину h1=5 м, разделена непроницаемым пропластком 2''' толщиной, равной h2=5 м, от нижней части 2'' продуктивного пласта толщиной h3=10 м. Таким образом, общая толщина пласта составляет Н=20 м.
Осуществляют крепление вертикальной скважины обсадной колонной (на фиг. 1, 2 не показано).
В скважине 1 обсадную колонну перфорируют перфорационными отверстиями 3' и 3'' любым известным способом, например с помощью гидромеханического перфоратора, соответственно в верхней части 2' продуктивного пласта и под кровлей непроницаемого пропластка 2'''.
После чего производят ГРП. Для этого спускают в скважину технологическую колонну труб 4 с пакером 5. Сажают пакер 5 выше кровли верхней части продуктивного пласта 2', например, на 5 м. Пакер 5 герметизирует заколонное пространство 6 и предохраняет обсадную колонну скважины 1 от воздействия высоких давлений, возникающих при проведении ГРП.
По технологической колонне труб 4 через интервалы перфорации 3' и 3'' производят закачку 20%-ной соляной кислоты с расходом 1,5 м3/мин из расчета 2 м3 на 1 м пласта с образованием трещины разрыва 7.
20%-ная соляная кислота, используемая в процессе проведения ГРП, позволяет порвать непроницаемый пропласток 2''' с распространением трещины разрыва 7 в нижнюю часть 2'' продуктивного пласта, при этом кислота реагирует с карбонатными породами в верхней 2' и нижней 2'' частях продуктивного пласта, протравливая высокопроводящую трещину разрыва 7.
При общей толщине пласта Н=20 м:
1. Объем используемой 20%-ной соляной кислоты из расчета 2 м3 на 1 м пласта:
2. Объем трещины разрыва 7, создаваемой при взаимодействии породы с 20%-ной соляной кислотой:
где XHCL - объемная растворяющая способность для 20%-ной соляной кислоты (ХHCl=0,111 м3/м3) получена опытным путем в лабораторных условиях.
Подставляя значения в формулы (1) и (2), получим:
Vгк=2⋅20 м3=40 м3 - объем используемой кислоты, м3;
Vтр=0,111 м3/м3⋅40 м3=4,44 м3 - объем трещины разрыва 7, м3.
Таким образом, при образовании трещины разрыва 7 производят закачку 20%-ной соляной кислоты в объеме 40 м3 с расходом 1,5 м3/мин. Затем, не прерывая процесса закачки, по технологической колонне труб 4 в трещину разрыва 7 через интервалы перфорации 3' и 3'' закачивают соленую воду плотностью 1180 кг/м3 в объеме закачанной кислоты, т.е. также в объеме 40 м3 с расходом 0,8 м3/мин.
Расход при закачке кислоты и соленой воды снижают от 1,5 м3/мин до 0,8 м3/мин, для того чтобы снизить вероятность развития трещины по высоте, так как вследствие неглубокого залегания продуктивных пластов (до 300 м) главное напряжение направлено вертикально и трещина имеет тенденцию преимущественного развития в высоту.
Соленую воду в трещину разрыва 7 закачивают с целью продавливания неотреагированной 20%-ной соляной кислоты вглубь пласта и исключения контакта кислоты со сшитым гелем с проппантом при последующем креплении трещины разрыва 7.
На устье скважины 1 в бункере (на фиг. 1, 2 не показан) готовят смесь проппантов в следующем соотношении, %:
- проппант фракции 16/20 меш - 60%;
- цилиндрический проппант фракции 12/16 меш - 20%;
- RCP-проппант фракции 16/30 меш - 20%.
Определим массу проппанта Мпр, необходимого для закрепления трещины разрыва 7 (см. фиг. 1):
где Vтр - объем трещины, м3;
ρпр - плотность проппанта (3080 кг/м3), кг/м3;
mпр - пористость проппанта (0,38).
Подставляя в формулу (3), получим:
Мпр=4,44⋅3080⋅(1-0,38)=8478,6 кг.
Примем массу необходимого проппанта для закрепления трещины разрыва 7 объемом Vтp=4,44 м3, равной Мпр=8500 кг.
Тогда масса используемых типов проппантов по долям в общей массе проппантной смеси с учетом вышеприведенного соотношения:
M16/20=8500⋅(60%/100%)=5100 кг;
Мцил=8500⋅(20%/100%)=1700 кг;
MRCP=8500⋅(20%/100%)=1700 кг.
Производят крепление трещины разрыва 7 закачкой по технологической колонне труб 4 через интервалы перфорации 3' и 3'' сшитого геля, например, в объеме 25 м3 со смесью проппантов 8 Мпр=8500 кг с расходом 2,0 м3/мин.
По окончании крепления трещины разрыва 7 стравливают давление ГРП.
Увеличивается охват залежи под действием пара за счет выполнения трещины разрыва 7, образующей гидродинамическую связь между верхней 2' и нижней 2'' частями продуктивного пласта через непроницаемый пропласток 2'''.
Повышается эффективность паротеплового воздействия на пласт за счет создания высокопроводящей трещины разрыва 7, закрепленной проппантной смесью, благодаря чему снижается расход пара, затрачиваемый на разогревание залежи.
По окончании ГРП в скважину спускают перфоратор, например гидромеханический, и перфорируют (см. фиг. 2) нижнюю часть 2'' продуктивного пласта с получением перфорационного отверстия 3'''.
Для снижения потерь тепла в начале пароциклического воздействия прогревают скважину циркуляцией пара до прекращения выхода конденсата из обратной линии (наблюдают визуально), затем в скважину спускают колонну труб 9, оснащенную снизу вверх обратным клапаном 10, замковой опорой 11 вставного штангового насоса, нижним пакером 12, перепускными клапанами 13' и 13'' и верхним пакером 14.
Размещают колонну труб в скважине так, чтобы верхний пакер 14 находился напротив кровли верхней части 2' продуктивного пласта, а нижний пакер 12 находился напротив кровли нижней части 2'' продуктивного пласта.
В колонну труб 9 (см. фиг. 2) спускают вставной штанговый насос 15 на колонне штанг 16, фиксируют его в замковой опоре 11.
Далее в верхнюю часть 2' продуктивного пласта по колонне труб 9 через перепускные клапаны 13 и перфорационные отверстия 3', 3'' и 3''' (обратный клапан 10 закрыт) в течение 14 сут закачивают пар при температуре 235-239°C в объеме 40 т/сут. Например, закачку пара ведут под давлением Рп=3,1-3,3 МПа, т.е. давление открытия перепускных клапанов 13' и 13'' Рп=3,1 МПа.
После закачки пара закрывают и выдерживают скважину 1 в течение 14 сут на пропитку. В процессе пропитки запускается процесс тепло- и массообмена, капиллярного противотока, снижения вязкости нефти.
Высокая температура пара обеспечивает активацию покрытия RCP-проппанта и его спекание с окружающим проппантом без покрытия (проппанта фракции 16/20 меш и цилиндрического проппанта фракции 12/16 меш). Спекающийся проппант обеспечивает связывание проппанта без покрытия и снижение его подвижности, что обеспечивает уменьшение выноса проппанта в скважину 1 и позволяет получить высокопроводящую трещину разрыва 7.
Из-за наличия вертикальной гидродинамической связи посредством трещины разрыва 7 исключается перегрев верхней части продуктивного пласта до температур, опасных для обсадной колонны скважины.
Снижаются энергетические затраты по стволу скважины, так как сокращаются тепловые потери, поскольку пар закачивается по колонне труб 9, разделенной от обсадной колонны пакерами, а не по обсадной колонне, как описано в прототипе, т.е. потери тепла на обсадной колонне минимальны.
Перед спуском вставного штангового насоса 15 в колонну труб 9 определяют давление гидростатического столба жидкости в колонне труб 9, создаваемое на перепускной клапан 13.
где Рст - давление гидростатического столба жидкости на перепускной клапан 13, МПа;
ρ - плотность жидкости, кг/м3, примем 950 кг/м3;
Н - высота гидростатического столба жидкости от устья до перепускного клапана 13, м, примем Н=285 м.
Подставляя числовые значения в формулу (4), получим:
Рст=950 кг/м3⋅9,8 м/с2⋅285 м=2,65 МПа
Для того чтобы перепускной клапан 13 не открылся при отборе высоковязкой нефти вставным штанговым насосом, необходимо выполнение условия:
Подставляя числовые значение в условие (5), получим:
3,1 МПа>2,65 МПа.
Условие (5) выполняется. Таким образом, давление гидростатического столба жидкости в колонне труб 9 не превышает давления закачки пара, что позволяет отбирать разогретую высоковязкую нефть и исключить обратный переток высоковязкой нефти из колонны труб 9.
По окончании 14 сут на пропитку открывают скважину 1.
После чего запускают в работу вставной штанговый насос 15, который отбирает по колонне труб 9 на устье скважины 1 высоковязкую нефть через перфорационные отверстия 3''' и открытый обратный клапан 10. Таким образом, скважину 1 эксплуатируют до рентабельного значения дебита высоковязкой нефти.
Отбор разогретой нефти продолжают до снижения дебита скважины до рентабельно обоснованной величины. Рентабельность - это показатель экономической эффективности скважины. При снижении дебита ниже рентабельной величины эксплуатация скважины становится убыточной, например ниже 1 м3/сут.
После разогревания пласта паром дебит скважины 1, например, составляет 20 м3/сут, по мере отбора разогретой нефти пласт остывает и дебит снижается, например, до 0,8 м3/сут, т.е. дебит становится ниже рентабельно обоснованной величины.
После чего повторяют закачку пара по колонне труб 9. Далее, как описано выше, повторяют пароциклическое воздействие на скважину 1.
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием позволяет:
- увеличить охват залежи;
- повысить эффективность паротеплового воздействия на пласт;
- исключить перегрев верхней части продуктивного пласта;
- сократить тепловые потери по стволу скважины.
Claims (1)
- Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием, включающий бурение вертикальной скважины в залежи высоковязкой нефти, крепление вертикальной скважины обсадной колонной, перфорацию обсадной колонны в интервале продуктивного пласта, закачку через скважину в продуктивный пласт парогазового теплоносителя, спуск в скважину колонны труб с насосом и отбор разогретой продукции из скважины, отличающийся тем, что вертикальной скважиной вскрывают залежь высоковязкой нефти, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, при этом в скважине перфорируют обсадную колонну напротив верхней части продуктивного пласта и в кровле непроницаемого пропластка, после чего производят ГРП закачкой 20%-ной соляной кислоты с расходом 1,5 м3/мин из расчета 2 м3 на 1 м пласта с образованием трещины разрыва, затем в трещину разрыва закачивают соленую воду плотностью 1180 кг/м3 в объеме закачанной кислоты с расходом 0,8 м3/мин, далее производят крепление трещины разрыва закачкой сшитого геля со смесью проппантов с расходом 2,0 м3/мин в следующем соотношении, %: проппант фракции 16/20 меш - 60%; цилиндрический проппант фракции 12/16 меш - 20%; RCP-проппант фракции 16/30 меш - 20%, после проведения ГРП перфорируют нижнюю часть продуктивного пласта, для снижения потерь тепла в начале пароциклического воздействия прогревают скважину циркуляцией пара до прекращения выхода конденсата из обратной линии, в скважину спускают колонну труб, оснащенную снизу вверх обратным клапаном, замковой опорой вставного штангового насоса, нижним перепускным клапаном, нижним пакером, верхним перепускным клапаном и верхним пакером, размещают колонну труб в скважине так, чтобы верхний пакер находился напротив кровли верхней части продуктивного пласта, а нижний пакер находился напротив кровли нижней части продуктивного пласта, далее в колонну труб на колонне штанг спускают вставной штанговый насос, который фиксируют в замковой опоре, затем в скважину в течение 14 сут закачивают пар в объеме 40 т/сут, после чего скважину закрывают и выдерживают в течение 14 сут на пропитку, затем отбирают разогретую высоковязкую нефть, после снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины циклы закачки пара и отбора разогретой высоковязкой нефти повторяют.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016133808A RU2633930C1 (ru) | 2016-08-17 | 2016-08-17 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016133808A RU2633930C1 (ru) | 2016-08-17 | 2016-08-17 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2633930C1 true RU2633930C1 (ru) | 2017-10-19 |
Family
ID=60129594
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016133808A RU2633930C1 (ru) | 2016-08-17 | 2016-08-17 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2633930C1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1615341A1 (ru) * | 1988-07-05 | 1990-12-23 | Ухтинское Производственное Геологическое Объединение По Разведке Нефти И Газа "Ухтанефтегазгеология" | Устройство дл воздействи на призабойную зону скважины |
| US5916933A (en) * | 1995-03-28 | 1999-06-29 | Borden Chemical, Inc. | Bisphenol-containing resin coating articles and methods of using same |
| RU2164289C2 (ru) * | 1999-01-15 | 2001-03-20 | Открытое акционерное общество Российский научно-исследовательский и проектный институт по термическим методам добычи нефти | Способ циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью |
| US20050274517A1 (en) * | 2004-06-09 | 2005-12-15 | Blauch Matthew E | Aqueous-based tackifier fluids and methods of use |
| RU2491421C2 (ru) * | 2010-11-08 | 2013-08-27 | Моументив Спешелти Кемикалс Инк. | Способ и композиция для определения геометрии трещин подземных пластов |
| RU2582363C1 (ru) * | 2015-04-01 | 2016-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ теплового воздействия на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью и устройство для его осуществления |
-
2016
- 2016-08-17 RU RU2016133808A patent/RU2633930C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1615341A1 (ru) * | 1988-07-05 | 1990-12-23 | Ухтинское Производственное Геологическое Объединение По Разведке Нефти И Газа "Ухтанефтегазгеология" | Устройство дл воздействи на призабойную зону скважины |
| US5916933A (en) * | 1995-03-28 | 1999-06-29 | Borden Chemical, Inc. | Bisphenol-containing resin coating articles and methods of using same |
| RU2164289C2 (ru) * | 1999-01-15 | 2001-03-20 | Открытое акционерное общество Российский научно-исследовательский и проектный институт по термическим методам добычи нефти | Способ циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью |
| US20050274517A1 (en) * | 2004-06-09 | 2005-12-15 | Blauch Matthew E | Aqueous-based tackifier fluids and methods of use |
| RU2491421C2 (ru) * | 2010-11-08 | 2013-08-27 | Моументив Спешелти Кемикалс Инк. | Способ и композиция для определения геометрии трещин подземных пластов |
| RU2582363C1 (ru) * | 2015-04-01 | 2016-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ теплового воздействия на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью и устройство для его осуществления |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2522369C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами | |
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2460875C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| RU2387819C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти и битума | |
| RU2582251C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
| RU2478164C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2626845C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта | |
| RU2434127C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битумов | |
| RU2645058C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием | |
| RU2624858C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием | |
| RU2448240C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами | |
| RU2681796C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой | |
| RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2274741C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2456441C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти методом одновременной закачки пара и отбора жидкости из одиночной горизонтальной скважины | |
| RU2633930C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием | |
| RU2571964C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2499134C2 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2504646C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти с применением заводнения | |
| RU2741644C1 (ru) | Способ разработки месторождений трудноизвлекаемых углеводородов | |
| RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
| RU2693055C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2509883C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| RU2684262C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами |