RU2680089C1 - Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами - Google Patents
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами Download PDFInfo
- Publication number
- RU2680089C1 RU2680089C1 RU2018110393A RU2018110393A RU2680089C1 RU 2680089 C1 RU2680089 C1 RU 2680089C1 RU 2018110393 A RU2018110393 A RU 2018110393A RU 2018110393 A RU2018110393 A RU 2018110393A RU 2680089 C1 RU2680089 C1 RU 2680089C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- horizontal section
- aquifers
- horizontal
- section
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 abstract description 4
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 abstract description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 5
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 210000004744 fore-foot Anatomy 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing 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
- E21B43/16—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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (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)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термическим способам добычи высоковязкой нефти и/или битума при наличии водоносных интервалов или водонефтяного контакта. Технический результат – возможность реанимировать скважину, пробуренную в плохих геологических условиях, без необходимости применять сложные химические реагенты для изоляции водоносных интервалов. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водоносными интервалами включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой фильтров-хвостовиков, располагаемых в горизонтальных участках скважин, изоляцию водоносных интервалов, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в верхнюю скважину и отбор продукции из нижней скважины. В качестве рабочего агента используют пар. При обводнении продукции залежи больше уровня рентабельности проводят изоляцию горизонтального участка нижней скважины с водоносными интервалами. После чего проводят из участка выше интервала изоляции строительство дополнительного горизонтального участка, располагаемого выше горизонтального участка верхней скважины на 5±1 м. Дополнительный горизонтальный участок, располагаемый выше соответствующего участка другой скважины, оборудуют фильтром-хвостовиком, через который производят нагнетание пара. Добычу продукции залежи ведут из нижнего горизонтального участка другой скважины. 1 ил., 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термическим способам добычи высоковязкой нефти и/или битума при наличии водоносных интервалов или водонефтяного контакта.
Известен способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами (патент RU 2387812, МПК Е21В 43/24, опубл. 24.04.2010), включающий бурение, по крайней мере одной горизонтальной добывающей и одной нагнетательной скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательную и отбор продукции через добывающую скважины. Добывающую горизонтальную скважину размещают параллельно водонефтяной зоне на расстоянии, позволяющем вести эксплуатацию скважины с безводным режимом.
Недостатками данного способа являются низкая эффективность при эксплуатации залежей с водонасыщенными зонами с неравномерной по горизонтали поверхностью, что осложняет установку режима отбора жидкости из скважины, предотвращающего подтягивание пластовых вод на забой скважины. Высокое расположение добывающей горизонтальной скважины от ВНК (5-6 м) снижает выработку извлекаемых запасов. Требуется бурение и обустройство дополнительной вертикальной нагнетательной скважины.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами (патент RU №2522369, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.07.2014), включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, при этом в качестве вытесняющего агента используют теплоноситель с температурой не менее 80°С, а перед эксплуатацией скважин проводят исследования для определения водоносных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего обсадную колонну, примыкающую к водоносным зонам этой скважины, последовательно от забоя к устью заполняют водоизолирующим составом, разрушающимся при превышении температуры стабильности данного состава, которую подбирают ниже температуры теплоносителя, после технологической выдержки изолирующего состава скважины вводят в эксплуатацию в обычном режиме.
Недостатками данного способа являются:
- сложность реализации, так как требуется использование точных пропорций химических реагентов, при даже небольшой ошибке, связанной с изменением термических условий в пласте, эффективность резко падает, а гелевая пробка может разрушиться ранее установленного срока до прогрева пласта за счет термоокислительной и механической деструкции, что может привести к подтягиванию пластовых вод к горизонтальному участку скважины.
- при установке гелевой пробки в начало горизонтального участка скважины - «пяточную» часть или в середину горизонтального участка скважины - среднюю часть блокируется призабойная - «носочная» часть горизонтального участка скважины, следовательно, «носочная» часть скважины разработкой не охватывается.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание простого и надежного в использовании способа разработки залежи сверхвязкой нефти с изоляцией водоносных интервалов в ранее пробуренной горизонтальной скважине.
Техническая задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами, включающим строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой фильтров-хвостовиков, располагаемых в горизонтальных участках скважин, изоляцию водоносных интервалов, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в верхнюю скважину и отбор продукции из нижней скважины.
Новым является то, что в качестве рабочего агента используют пар, при обводнении продукции залежи больше уровня рентабельности проводят изоляцию горизонтального участка нижней скважины с водоносными интервалами, после чего проводят из участка выше интервала изоляции строительство дополнительного горизонтального участка, располагаемого выше горизонтального участка верхней скважины на 5±1 м, причем дополнительный горизонтальный участок, располагаемый выше соответствующего участка другой скважины, оборудуют фильтром-хвостовиком и используют под нагнетание пара, при этом добычу продукции залежи ведут из нижнего горизонтального участка другой скважины.
На чертеже изображена схема реализации предлагаемого способа в разрезе нефтяного пласта залежи.
Способ реализуют следующим образом.
Способ разработки залежи 1 сверхвязкой нефти с водоносными интервалами 2, включает строительство горизонтальных добывающей 3 и расположенной выше нагнетательной скважин 4, горизонтальные участки которых оснащают фильтрами-хвостовиками 5. Осуществляют,прогрев залежи закачкой теплоносителя - парав обе горизонтальные скважины 3 и 4 до получения гидродинамической связи. Далее останавливают закачку и запускают на отбор добывающую скважину 3, продолжают закачку теплоносителя в нагнетательную скважину 4. При получении из нижней добывающей скважине 3 высокообводненной нерентабельной продукции останавливают отбор и закачку соответственно в скважинах 3 и 4. Производят при возможности извлечение ранее спущенного фильтра-хвостовика 5 из скважины 3 или вырезают окно (на черт. показано условно) в эксплуатационной колонне 6 этой скважины 3. Для изоляции водоносных интервалов 2 устанавливают цементный мост или пакер (на черт. не показаны) в начальной части горизонтального ствола или ниже окна в эксплуатационной колонне 6. После застывания цемента или установки пакера в скважине 3 производят бурение дополнительного горизонтального участка 7 из эксплуатационной колонны 6 нижней скважины 3 выше горизонтального участка скважины 4 на 5±1 м. Дополнительныйгоризонтальныйучасток7 оснащают фильтром-хвостовиком 5', а остальной участок дополнительного ствола скважины 3 обсаживается глухими трубами 8. После чего производят закачку пара в дополнительный участок 7 скважины 3, а продукцию залежи 1 отбирают из нижней скважины 4.
Пример конкретного выполнения способа
На Нижне-Кармальской залежи 1 сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 145 м, со средней нефтенасыщенной толщиной 11,8 м с наличием водоносногоинтервала 2 в подошве, пластовой температурой 8°С, давлением 0,7 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 29%, проницаемостью 2,5 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м3, вязкостью 145000 мПа, пробурили пару горизонтальных скважин: добывающую 3 и нагнетательную 4, горизонтальные участки которых снабдили фильтрами-хвостовиками 5, произвели закачку теплоносителя (пара) в обе скважины 3 и 4 с прогревом продуктивного пласта залежи 1 и созданием паровой камеры (не показана). После чего закачку пара осуществляли через нагнетательную скважину 4, отбирали продукцию за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину 3. Так как добываемая продукция оказалась высокообводненной (99% - более 95%) и, следовательно, нерентабельной, скважины 3 и 4 перевели в бездействие. Произвели извлечение ранее спущенного фильтра-хвостовика 5 из скважины 3, установили цементный мост в начальной части горизонтального участка скважины 3 с изоляцией водоносного интервала 2. После застывания цемента произвели бурение дополнительного горизонтального участка 7 из эксплуатационной колонны 6 нижней скважины 3 выше горизонтального участка скважины 4 на 5±1 м (разброс параметров связан с отклонениями при бурении). Новый пробуренный горизонтальный участок 7 скважины 3оснастили фильтром-хвостовиком 5', а оставшуюся часть до выхода на горизонталь обсадили глухими трубами 8. Для освоения залежи 1 произвели закачку пара через фильтр-хвостовик 5' в дополнительный горизонтальный участок 7 скважины 3, а продукцию залежи 1 отбирали из скважины 4.
Данное решение позволило получить экономически рентабельный дебит 20 т/сут с обводненностью продукции 85%, а также сэкономить средства на строительстве и обустройстве новой скважины.
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти с водоносными интервалами прост и надежен в использовании из-за отсутствия необходимости применять сложные химические реагенты для изоляции водоносных интервалов, позволяет реанимировать скважину, пробуренную в плохих геологических условиях и значительно снижает затраты на бурение новой горизонтальной скважины.
Claims (1)
- Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водоносными интервалами, включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой фильтров-хвостовиков, располагаемых в горизонтальных участках скважин, изоляцию водоносных интервалов, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в верхнюю скважину и отбор продукции из нижней скважины, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют пар, при обводнении продукции залежи больше уровня рентабельности проводят изоляцию горизонтального участка нижней скважины с водоносными интервалами, после чего проводят из участка выше интервала изоляции строительство дополнительного горизонтального участка, располагаемого выше горизонтального участка верхней скважины на 5±1 м, причем дополнительный горизонтальный участок, располагаемый выше соответствующего участка другой скважины, оборудуют фильтром-хвостовиком, через который производят нагнетание пара, при этом добычу продукции залежи ведут из нижнего горизонтального участка другой скважины.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018110393A RU2680089C1 (ru) | 2018-03-22 | 2018-03-22 | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018110393A RU2680089C1 (ru) | 2018-03-22 | 2018-03-22 | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2680089C1 true RU2680089C1 (ru) | 2019-02-15 |
Family
ID=65442500
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018110393A RU2680089C1 (ru) | 2018-03-22 | 2018-03-22 | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2680089C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4804043A (en) * | 1987-07-01 | 1989-02-14 | Mobil Oil Corp. | Process for selective placement of polymer gels for profile control in thermal oil recovery |
| RU2342524C1 (ru) * | 2007-03-22 | 2008-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
| RU2483204C1 (ru) * | 2011-12-16 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
| RU2522369C1 (ru) * | 2012-12-11 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами |
| RU2015111300A (ru) * | 2015-03-27 | 2016-10-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Способ разработки залежи углеводородных флюидов при тепловом воздействии |
-
2018
- 2018-03-22 RU RU2018110393A patent/RU2680089C1/ru active IP Right Revival
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4804043A (en) * | 1987-07-01 | 1989-02-14 | Mobil Oil Corp. | Process for selective placement of polymer gels for profile control in thermal oil recovery |
| RU2342524C1 (ru) * | 2007-03-22 | 2008-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
| RU2483204C1 (ru) * | 2011-12-16 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
| RU2522369C1 (ru) * | 2012-12-11 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами |
| RU2015111300A (ru) * | 2015-03-27 | 2016-10-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Способ разработки залежи углеводородных флюидов при тепловом воздействии |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2522369C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами | |
| US20200182031A1 (en) | Steam foam methods for steam-assisted gravity drainage | |
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2387819C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти и битума | |
| RU2582251C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
| RU2567918C1 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения | |
| RU2448240C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами | |
| RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2274741C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2679423C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами | |
| RU2680089C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами | |
| RU2524800C1 (ru) | Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами | |
| RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
| RU2504646C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти с применением заводнения | |
| RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
| RU2600255C1 (ru) | Способ доразработки нефтяной залежи | |
| RU2693055C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2690586C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2731243C2 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа | |
| RU2534291C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газокоденсатной скважины и предупреждения ее обводнения при дальнейшей эксплуатации | |
| RU2683458C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
| RU2603867C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения | |
| RU2505668C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с применением разветвленных горизонтальных скважин | |
| RU2652245C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти | |
| RU2584435C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200323 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20210311 |