RU2663530C1 - Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин - Google Patents
Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2663530C1 RU2663530C1 RU2017124921A RU2017124921A RU2663530C1 RU 2663530 C1 RU2663530 C1 RU 2663530C1 RU 2017124921 A RU2017124921 A RU 2017124921A RU 2017124921 A RU2017124921 A RU 2017124921A RU 2663530 C1 RU2663530 C1 RU 2663530C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- well
- steam
- hydrocarbon solvent
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 54
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 49
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 49
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 39
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 39
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 38
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 18
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims abstract description 7
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 claims description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 abstract description 6
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 abstract description 3
- 238000009533 lab test Methods 0.000 abstract description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 2
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 abstract description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 15
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 13
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
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
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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку углеводородного растворителя и пара для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, перевод в режим закачки пара в нагнетательную скважину и отбора продукции в добывающей скважине. Предварительно лабораторными исследованиями на образце керна продуктивного пласта определяют скорость диффузии углеводородного растворителя в данном образце в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях. На основании данной скорости диффузии рассчитывается время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины по приведенному математическому выражению. При этом углеводородный растворитель закачивается в нагнетательную скважину до начала прогрева пласта закачкой пара. При этом закачка пара для освоения пары скважин начинается по истечении расчетного времени достижения растворителем добывающей скважины. Техническим результатом является сокращение расхода углеводородного растворителя как минимум в 1,5 раза, сокращение энергетических затрат на 15÷20% за счет ускорения выхода более чем в 2 раза на промышленную добычу высоковязкой нефти.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.
Известен способ разработки залежей сверхвязких нефтей (патент RU №2470149, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №35 от 20.12.2012), включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя в нагнетательную скважину с поддержанием температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода пар - углеводородный растворитель и последующий отбор продукции из добывающей скважины, при этом совместно с закачкой пара закачивают 20-40%-ный водный раствор карбамида из расчета 12-15 т на 100 м горизонтального ствола скважины в пропорции к пару 8:1, затем закачивают пар до восстановления температуры в пласте не менее 150°С, далее закачивают пар с углеводородным растворителем, объем которого выбирают исходя из формулы:
где m - коэффициент пористости, д. ед.;
L - длина работающей части пласта (выделенная на основе данных геофизических исследований (ГИС), м;
Н - высота паровой камеры, м; после закачки углеводородного растворителя с паром переходят на закачку пара, пока дебит в добывающей скважине не снизится до значения, предшествующего началу обработки залежи раствором карбамида и углеводородным растворителем с паром в данной скважине, после чего обработку залежи периодически повторяют, пока прирост дебита в добывающей скважине не будет меньше на 10% от значения, предшествующего началу обработки залежи.
Известен способ разработки нефтебитумной залежи (патент RU №2387818, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №12 от 27.04.2010), включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции, при этом в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, а совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар-углеводородный растворитель.
Недостатками известных способов являются снижение давления в паровой камере по мере использования растворителя и перехода его из паровой фазы в жидкую, значительный расход растворителя на углеводородной основе, что негативно скажется на технико-экономических показателях работы скважин, непроизводительные потери растворителя в прилегающих пластах, сложность контроля термобарического состояния паровой камеры, возможные выпадения в осадок растворителя при высоких значениях температуры.
Техническими задачами заявляемого способа являются сокращение расхода растворителя за счет отсутствия выпадения в осадок растворителя при высоких температурах и продавливания растворителя паром в зоны, не охваченные прогревом и добычей, сокращение энергетических затрат за счет поддержания давления в паровой камере и предварительной закачки растворителя в нагнетательную скважину перед закачкой пара для растворения части высоковязкой нефти и повышения ее подвижности и создания каналов проникновения высоковязкой нефти к нижней добывающей скважине при последующем гравитационном дренировании с закачкой пара.
Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающим строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку углеводородного растворителя и пара для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, перевод в режим закачки пара в нагнетательную скважину и отбора продукции в добывающей скважине.
Новым является то, что предварительно лабораторными исследованиями на образце керна продуктивного пласта определяют скорость диффузии углеводородного растворителя в данном образце в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях, на основании данной скорости диффузии рассчитывается время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины по формуле:
где t - время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины, ч;
h - расстояние по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины, м;
υ - скорость диффузии углеводородного растворителя в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях, м/ч,
до начала прогрева пласта закачкой пара, в нагнетательную скважину закачивается углеводородный растворитель в объеме, рассчитанном по формуле:
где V - объем закачки углеводородного растворителя, м3;
K=1÷3 - безразмерный коэффициент, выбираемый в зависимости от геолого-физических свойств пласта;
d - диаметр фильтра, м;
L - длина горизонтальной фильтровой части скважины, м, при этом закачка пара для освоения пары скважин начинается по истечении расчетного времени достижения растворителем добывающей скважины.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин включает строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине. Предварительно лабораторными исследованиями на образце керна продуктивного пласта определяют скорость диффузии углеводородного растворителя в данном образце в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях, на основании данной скорости диффузии рассчитывается время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины по формуле:
где t - время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины, ч;
h - расстояние по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины, м;
υ - скорость диффузии углеводородного растворителя в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях, м/ч.
В нагнетательную скважину закачивается углеводородный растворитель в объеме, рассчитанном по формуле:
где V - объем закачки углеводородного растворителя, м3;
K=1÷3 - безразмерный коэффициент, выбираемый в зависимости от геолого-физических свойств пласта;
d - диаметр фильтра, м;
L - длина горизонтальной фильтровой части нагнетательной скважины, м. Причем K=1÷3 выбирают в зависимости от геолого-физических свойств пласта в соответствие с таблицей:
При разбросе параметров геолого-физических свойств пласта K присваивают максимальное значение из возможных.
Закачка пара (по известной из аналогов технологии) в обе скважин для прогрева пласта начинается после истечения расчетного времени достижения растворителем добывающей скважины, определяемого по формуле [1].
После образования паровой камеры, что контролируется при помощи геофизических исследований, переводят верхнюю нагнетательную скважину в режим закачки пара, а нижнюю добывающую скважину - отбора продукции.
Пример конкретного выполнения
Эксплуатируют пару скважин на месторождении высоковязкой нефти. Вязкость нефти составляет 10849*10-6 м2/с (при 8°С). Исходя из вязкости нефти выбирают коэффициент K=3.
Нагнетательная скважина с горизонтальным стволом длиной 758 м на глубине 121 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм, забой скважины на глубине 1148 м. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром диаметром 168 мм. Добывающая скважина с горизонтальным стволом длиной 749 м на глубине 126 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм, забой скважины на глубине 1139 м. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром диаметром 168 мм. Среднее расстояние по вертикали между скважинами составило h=5 м.
Лабораторными исследованиями на образце керна данного продуктивного пласта определяется скорость диффузии углеводородного растворителя в данном образце в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях υ=0,11 м/ч.
По формуле [1] определили время прохождения растворителя между скважинами:
Количество закачиваемого углеводородного растворителя определили по формуле [2]:
В нагнетательную скважину закачивают расчетный объем растворителя - 50 м3 и оставляют на выдержку (согласно лабораторным исследованиям) на 45 часов.
Далее при прогреве пласта в верхнюю нагнетательную скважину закачивают объем пара 6518 тонн со среднесуточным расходом 100 т/сут, а в нижнюю добывающую скважину закачивают объем пара 4794 тонн со среднесуточным расходом 80 т/сут, далее останавливают закачку на выдержку для термокапиллярной пропитки на 19 суток, после чего проводят термобарометрические измерения в добывающей скважине посредством геофизических исследований, и спускают электроцентробежный насос ЭЦН5-125-400 на гл. 483 м и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра. Начинают вести закачку пара в нагнетательную скважину с суточным расходом 160 т/сут и отбирать продукцию с добывающей скважины с дебитом 150 т/сут.
При этом нефть была получена на данной скважине на 3 сутки после начала отбора, а на соседних скважинах, не обработанных заранее растворителем, не ранее 8-х суток. Расход растворителя уменьшился примерно в 1,5÷2 раза по сравнению с аналогами. Экономия энергии на выработку пара для закачки и прогрева пласта при освоении для одной пары скважин составила 15÷20% по сравнению с аналогичными скважинами, работающими по технологии, описанной в наиболее близком аналоге.
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин позволяет сократить расход углеводородного растворителя как минимум в 1,5 раза, сократить энергетические затраты на 15÷20% за счет ускорения выхода более чем в 2 раза на промышленную добычу высоковязкой нефти.
Claims (11)
- Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку углеводородного растворителя и пара для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, перевод в режим закачки пара в нагнетательную скважину и отбор продукции в добывающей скважине, отличающийся тем, что предварительно лабораторными исследованиями на образце керна продуктивного пласта определяют скорость диффузии углеводородного растворителя в данном образце в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях, на основании данной скорости диффузии рассчитывается время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины по формуле:
-
- где t - время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины, ч;
- h - расстояние по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины, м;
- υ - скорость диффузии углеводородного растворителя в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях, м/ч,
- до начала прогрева пласта закачкой пара, в нагнетательную скважину закачивается углеводородный растворитель в объеме, рассчитанном по формуле:
-
- где V - объем закачки углеводородного растворителя, м3;
- K=1÷3 безразмерный коэффициент, выбираемый в зависимости от геолого-физических свойств пласта;
- d - диаметр фильтра, м;
- L - длина горизонтальной фильтровой части скважины, м, при этом закачка пара для освоения пары скважин начинается по истечении расчетного времени достижения растворителем добывающей скважины.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017124921A RU2663530C1 (ru) | 2017-07-07 | 2017-07-07 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017124921A RU2663530C1 (ru) | 2017-07-07 | 2017-07-07 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2663530C1 true RU2663530C1 (ru) | 2018-08-07 |
Family
ID=63142524
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017124921A RU2663530C1 (ru) | 2017-07-07 | 2017-07-07 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2663530C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2733636C1 (ru) * | 2020-03-27 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом циклического воздействия на пласт |
| RU2816143C1 (ru) * | 2023-09-08 | 2024-03-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4434849A (en) * | 1978-09-07 | 1984-03-06 | Heavy Oil Process, Inc. | Method and apparatus for recovering high viscosity oils |
| RU2387818C1 (ru) * | 2009-03-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей |
| RU2435946C2 (ru) * | 2006-06-16 | 2011-12-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способы и композиции для заканчивания скважины при прорыве скважин паром |
| 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 |
| RU2547861C2 (ru) * | 2009-12-21 | 2015-04-10 | Н-Солв Хеви Ойл Корпорейшн | Многостадийный способ экстракции растворителем для залежей тяжелой нефти |
-
2017
- 2017-07-07 RU RU2017124921A patent/RU2663530C1/ru active IP Right Revival
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4434849A (en) * | 1978-09-07 | 1984-03-06 | Heavy Oil Process, Inc. | Method and apparatus for recovering high viscosity oils |
| RU2435946C2 (ru) * | 2006-06-16 | 2011-12-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способы и композиции для заканчивания скважины при прорыве скважин паром |
| RU2387818C1 (ru) * | 2009-03-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей |
| RU2547861C2 (ru) * | 2009-12-21 | 2015-04-10 | Н-Солв Хеви Ойл Корпорейшн | Многостадийный способ экстракции растворителем для залежей тяжелой нефти |
| 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 |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2733636C1 (ru) * | 2020-03-27 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом циклического воздействия на пласт |
| RU2816143C1 (ru) * | 2023-09-08 | 2024-03-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2531963C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов | |
| RU2663526C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин | |
| US20100065268A1 (en) | In situ heavy oil and bitumen recovery process | |
| RU2527051C1 (ru) | Способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии | |
| RU2663527C1 (ru) | Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
| RU2663532C1 (ru) | Способ разработки высоковязкой нефти | |
| RU2342522C1 (ru) | Циклический способ разработки залежей углеводородов скважинами с горизонтальным стволом | |
| US9951595B2 (en) | Pressure swing solvent assisted well stimulation | |
| RU2663528C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
| RU2555713C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
| RU2675114C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
| RU2496979C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт | |
| RU2550635C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
| RU2678738C1 (ru) | Способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти | |
| RU2663530C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин | |
| RU2386801C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения | |
| RU2434129C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2543848C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти или битума с регулируемым отбором продукции из горизонтальных скважин | |
| RU2672272C2 (ru) | Способ разработки месторождений сверхвязкой нефти | |
| RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
| RU2643056C1 (ru) | Способ разработки залежей сверхтяжелой нефти или природного битума | |
| RU2603795C1 (ru) | Способ разработки залежи углеводородных флюидов (12) | |
| RU2719882C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии | |
| RU2514044C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2652245C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190708 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20210310 |