RU2684262C1 - Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами - Google Patents
Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами Download PDFInfo
- Publication number
- RU2684262C1 RU2684262C1 RU2018111774A RU2018111774A RU2684262C1 RU 2684262 C1 RU2684262 C1 RU 2684262C1 RU 2018111774 A RU2018111774 A RU 2018111774A RU 2018111774 A RU2018111774 A RU 2018111774A RU 2684262 C1 RU2684262 C1 RU 2684262C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- wells
- well
- injection
- zones
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 17
- 238000011161 development Methods 0.000 title description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 37
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 36
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 36
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 31
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 29
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 abstract 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 3
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 2
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 230000006837 decompression Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
- 239000011787 zinc oxide Substances 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- 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
- E21B47/06—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)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – исключение непроизводительной эксплуатации и нагрева водонасыщенных зон пласта, создание локальной гидродинамической связи между скважинами и расширение ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на элементы насоса. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных участках, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего в обсадной колонне, примыкающей к водонасыщенным зонам этой скважины, последовательное перекрытие этих зон заполнением от забоя к устью водоизолирующим составом, разрушающимся при внешнем воздействии, с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. В качестве рабочего агента используют пар температурой не менее 180°С. Определение водонасыщенных зон проводят в обеих скважинах геофизическими исследованиями в два этапа, первый из которых - электрический и/или радиоактивный - до начала закачки пара, а второй - термометрический - после прогрева пласта до начала добычи продукции. Водонасыщенные зоны отсекают в обоих скважинах проходными пакерами на расстоянии 1/5-4/5 длины фильтровой части горизонтального участка соответствующих скважин со стороны устья и заполняют от забоя до пакера водоизолирующим составом в виде термостойкого кислоторазрушаемого состава при давлении, большем пластового давления, с последующим глушением пакеров. Далее нагнетательную скважину запускают под закачку пара, а добывающую - под отбор продукции. После установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола добывающей скважины, пакеры разбуривают, а водоизолирующие составы разрушают воздействием кислоты. Скважины после этого продолжают эксплуатировать в прежнем режиме. 3 ил., 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.
Известен способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами (патент RU №2578134, МПК Е21В 43/20, опубл. Бюл. №8 от 20.03.2016), включающий строительство вертикальных скважин, определение вскрытых в каждой скважине зон трещиноватости или разуплотнения залежи и нефтенасыщенных уплотненных прослоев, бурение добывающих горизонтальных скважин в нефтенасыщенных уплотненных прослоях ниже кровли пласта на расстоянии 2-5 м и выше водонефтяного контакта на расстоянии не менее 10 м, изоляцию вышеопределенных зон с двух сторон пакерами с установкой между ними управляемых клапанов, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины до достижения обводненности добываемой нефти более 75%, после чего в горизонтальные скважины проводят периодическую закачку водоизолирующих вязких композиций, устойчивых к размыванию водой при открытых управляемых клапанах до повышения давления закачки от начального на 30-50%, но не превышающим давления раскрытия трещин коллектора, таким образом, что выравнивают пластовое давление в горизонтальном стволе добывающей скважины и обеспечивают равномерное вытеснение нефти из пор коллектора снизу вверх по разрезу подошвенной водой.
Недостатками известного способа являются узкая область применения, так как невозможно использовать при термических методах разработки высоковязкой нефти из-за нестабильности водоизолирующих составов, неполное воздействие на пласт, ограниченное интервалом между двумя пакерами, высокая стоимость пакеров с управляемыми клапанами.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами (патент RU №2522369, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №19 от 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, причем 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 известного способа являются узкая область применения, с учетом того, что водоизолирующий состав разрушается при термическом воздействии при превышении температуры стабильности данного состава, что может быть легко достигнуто при добыче высоковязкой нефти с закачкой высокотемпературного пара (более 180°С), также во время эксплуатации погружным насосом происходит частичный вынос некоторого количества водоизолирующего состава и отложение его на элементах насоса, в результате снижается эффективность водоизоляционных работ, также снижается производительность насоса вплоть до полного отказа, также в случае прохождения горизонтального ствола нагнетательной скважины через водонасыщенный участок будут происходить потери тепла на непродуктивный нагрев пластовой воды.
Техническими задачами предлагаемого способа являются расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при высоких температурах (не менее 180°С), снижение материальных затрат из-за непроизводительной эксплуатации и нагрева водонасыщенных зон пласта, создание локальной гидродинамической связи между скважинами и расширение ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин и увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на элементы насоса.
Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами, включающим строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных участках, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего в обсадной колонне, примыкающей к водонасыщенным зонам этой скважины, последовательное перекрытие этих зон заполнением от забоя к устью водоизолирующим составом, разрушающимся при внешнем воздействии, с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.
Новым является то что в качестве рабочего агента используют пар температурой не менее 180°С, определение водонасыщенных зон проводят в обеих скважинах геофизическими исследованиями в два этапа, первый из которых электрический и/или радиоактивный - до начала закачки пара, а второй термометрический - после прогрева пласта до начала добычи продукции, причем водонасыщенные зоны отсекают в обоих скважинах проходными пакерами на расстоянии 1/5-4/5 длины фильтровой части горизонтального участка соответствующих скважин со стороны устья и заполняют от забоя до пакера водоизолирующим составом в виде термостойкого кислоторазрушаемого состава при давлении большим пластового давления с последующим глушением пакеров, после чего нагнетательную скважину запускают под закачку пара, а добывающую - под отбор продукции, после установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола добывающей скважины, пакеры разбуривают, а водоизолирующие составы разрушают воздействием кислоты, после чего скважины продолжают эксплуатировать в прежнем режиме.
На фиг. 1 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе циркуляции пара в обе скважины.
На фиг. 2 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе создания термогидродинамической связи.
На фиг. 3 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе расширения паровой камеры.
Способ осуществляется следующим образом.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами включает строительство в продуктивном пласте 1 (фиг. 1, 2 и 3) горизонтальной добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3, расположенной выше и параллельно добывающей скважине 2, установку обсадных колонн с щелями - фильтрами (на чертежах показаны условно), проведение первого этапа геофизических исследований (электрические и/или радиоактивные) для определения нефтенасыщенности вдоль стволов добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин, а также определение водонасыщенных зон 4, примыкающих к скважинам 2 и 3.
Далее в нагнетательной скважине 3 (фиг. 1) и в добывающей скважине 2 для закачки пара размещают одну или две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ 5 и 6 сответственно, при этом при использовании двух НКТ 5 и/или 6 (не показано) конец НКТ 5 и/или 6 меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец НКТ 5 и/или 6 большего диаметра во второй половине ствола скважины 3 и 2 соответственно. При этом концы колонн НКТ 6 добывающей скважины 2 размещают со смещением по горизонтали относительно концов НКТ 5 нагнетательной скважины 3 не менее чем на 30 м. На условия расположения НКТ 5 и 6 в скважинах 2 и 3 авторы не претендуют.
В обе скважины 2 и 3 через НКТ 5 и 6 закачивают теплоноситель в виде пара температурой не менее 180°С для образования паровой камеры (на чертеже не показана).На месторождениях Татарстана рекомендуемый коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальных скважин составляет для нагнетательной скважины 3 - 8,3-8,6 т/м, а для добывающей скважины 2 - 6,4-6,6 т/м при давлении, не превышающем давления гидроразрыва покрышки пласта 1. На режимы закачки авторы не претендуют.
После образования паровой камеры до начала добычи продукции проводят второй этап геофизических исследований - термометрический со снятием термограммы вдоль ствола добывающей 2 скважины для определения как минимум одной водонасыщенной зоны 4 с пониженной температурой прогрева, после чего эти зоны 4 (фиг. 2) отсекают в обоих скважинах проходными разбуриваемыми пакерами 7 (например, см. патенты ПМ RU №№164723, 130624 и т.п.) в обеих скважинах 2 и 3 на расстоянии 1/5-4/5 длины горизонтальной фильтровой части от начала фильтра со стороны устья скважин 2 и 3. Через пакеры 7 в соответствующие скважины 2 и 3 от забоя скважин 2 и 3 до пакера 7 закачивают водоизолирующий состав 8 в виде термостойкого кислоторазрушаемого состава при давлении большим пластового давления с последующим глушением пакеров 7. В качестве водоизолирующего состава 8, например, могут использоваться высокопрочные, температуроустойчивые, гелеобразующие композиции на базе биополимера гуары. Далее в горизонтальном стволе добывающей скважины 2 в зоне между наибольшим и наименьшим прогревом размещают насос 9, спускаемый на колонне НКТ 6 и оптоволоконный кабель вдоль всего ствола скважины (не показан).
После технологической паузы на время гелеобразования начинают эксплуатировать нагнетательную скважину 3 в режиме закачки пара, а добывающую - 2 в режиме отбора продукции. После установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами 2 и 3, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола скважины 2, пакеры 7 разбуривают, а водоизолирующие составы 8 разрушают воздействием соляной кислоты. После чего скважины 2 (фиг. 3) и 3 продолжают эксплуатировать в прежнем режиме расширяя паровую камеру (не показана) и вовлекая в разработку ранее не дренируемые участки продуктивного пласта 1.
При задействованной в реализации способа длине скважин 2 и/или 3 менее 1/5 длины горизонтальной фильтровой части от начала фильтра со стороны устья скважин 2 и 3 прогрев пласта 1 и/или добыча продукции становятся не рентабельными, поэтому авторами в предлагаемом способе не рассматриваются.
При задействованной в реализации способа длине скважин 2 и/или 3 более 4/5 длины горизонтальной фильтровой части от начала фильтра со стороны устья скважин 2 и 3 разбуривание пакера 7 и разрушение водоизолирующего состава 8 мало влияет на прогрев пласта 1 и/или добычу продукции, и эти операции становятся не рентабельными, поэтому авторами в предлагаемом способе не рассматриваются.
Пример конкретного выполнения способа.
На Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти, находящемся на глубине 81 м, коллектор - пласт 1 (фиг. 1) представлен неоднородными пластами толщиной 15-18 м с наличием водонасыщенных зон, пластовой температурой 8°С и давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 30,5%, проницаемостью 0,32 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 960 кг/м3, вязкостью 21600 мПа*с. В пласте 1 пробурили пару горизонтальных скважин: добывающую -2 и нагнетательную -3 на расстоянии примерно 5 м друг от друга, длиной 1270 м. После строительства скважин провели геофизические исследования (электрические и радиоактивные)для определения нефтенасыщенности вдоль стволов добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин, выявили потенциальные водонасыщенные зоны 4, примыкающие к обеим скважинам 2 и 3, с глубины 685 м по добывающей скважине 2 и с 720 м по нагнетательной скважине 3. Провели прогрев пласта 1 закачкой пара температурой 200°С в обе скважины 2 и 3 через НКТ 6 и 5, соответственно, с созданием паровой камеры, при этом в верхнюю нагнетательную скважину 3 закачали объем пара 6600 тонн со среднесуточным расходом 120 т/сут, в нижнюю добывающую скважину 2 закачали объем пара 4600 тонн со среднесуточным расходом 90 т/сут. Далее после выдержки на термокапиллярной пропитке на 20 суток провели термобарометрические измерения в добывающей скважине 2 посредством геофизических исследований. По результатам данных исследований повторно определили, что ниже глубины 692 м находится водонасыщенная зона 4 (фиг. 2) с пониженной температурой прогрева, после чего на глубине 676 м установили проходной пакер 7, и через него закачали водоизолирующий состав 8 (состоящий из гуаровой камеди, полиакриламида, окиси цинка, ацетата хрома, формалина) посредством установки КУДР-8 в объеме 22 м, заполняющий пространство фильтра от забоя до проходного пакера 7. С целью минимизации потерь пара и локализации создания термогидродинамической связи между скважинами 2 и 3 в нагнетательной скважине 3 также установили проходной пакер 7 на глубине 660 м, и через него закачали водоизолирующий состав 8 посредством установки КУДР-8 в объеме 23 м3, заполняющий пространство фильтра от забоя до проходного пакера 7. После этого спустили электроцентробежный насос - ЭЦН9 в добывающую скважину 2 на глубину 396 м, а также оптиковолоконный кабель для контроля динамики температуры вдоль ствола скважины 2, и начали отбор продукции. А в нагнетательную скважину 3 закачивали пар со среднесуточным расходом 100-110 т/сут. После 5 месяцев эксплуатации и установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами 2 и 3 характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2, обводненность составила 91%, дебит по нефти - 11,7 т/сут. После этого разбурили пакеры 7 в обеих скважинах 2 и 3 разбуриванием и провели обработки соляной кислотой для разрушения водоизолирующего состава 8. После повторного запуска добывающей скважины 2 (фиг. 3) и нагнетательной 3 в работу в обычном режиме дебит по нефти изначально снизился до 3 т/сут, но далее в течении двух месяцев увеличился до 18 т/сут. В ходе технического обслуживания ЭЦН 9 на его конструктивных элементах отложений водоизолирующего состава 8 не обнаружено.
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами позволяет расширить функциональные возможности за счет стабильности водоизолирующего состава при высоких температурах (выше 180°С), снизить материальные затраты из-за непроизводительной эксплуатации водонасыщенных зон пласта и нагрева водонасыщенных зон пласта, создать локальную гидродинамическую связь между скважинами и расширить ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин, а также увеличить эффективность работы погружных скважинных насосов за счет наличия отсекающего пакера, исключающего попадание водоизолирующего состава на вход насоса.
Claims (1)
- Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами, включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных участках, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего в обсадной колонне, примыкающей к водонасыщенным зонам этой скважины, последовательное перекрытие этих зон заполнением от забоя к устью водоизолирующим составом, разрушающимся при внешнем воздействии, с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют пар температурой не менее 180°С, определение водонасыщенных зон проводят в обеих скважинах геофизическими исследованиями в два этапа, первый из которых - электрический и/или радиоактивный - до начала закачки пара, а второй - термометрический - после прогрева пласта до начала добычи продукции, причем водонасыщенные зоны отсекают в обоих скважинах проходными пакерами на расстоянии 1/5-4/5 длины фильтровой части горизонтального участка соответствующих скважин со стороны устья и заполняют от забоя до пакера водоизолирующим составом в виде термостойкого кислоторазрушаемого состава при давлении, большем пластового давления, с последующим глушением пакеров, после чего нагнетательную скважину запускают под закачку пара, а добывающую - под отбор продукции, после установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола добывающей скважины, пакеры разбуривают, а водоизолирующие составы разрушают воздействием кислоты, после чего скважины продолжают эксплуатировать в прежнем режиме.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018111774A RU2684262C9 (ru) | 2018-03-30 | 2018-03-30 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018111774A RU2684262C9 (ru) | 2018-03-30 | 2018-03-30 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2684262C1 true RU2684262C1 (ru) | 2019-04-04 |
| RU2684262C9 RU2684262C9 (ru) | 2019-11-25 |
Family
ID=66089667
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018111774A RU2684262C9 (ru) | 2018-03-30 | 2018-03-30 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2684262C9 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2739013C1 (ru) * | 2019-11-12 | 2020-12-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами |
Citations (6)
| 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 |
| RU2247825C1 (ru) * | 2003-08-18 | 2005-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритока в горизонтальном стволе добывающей скважины |
| 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 |
| RU2527051C1 (ru) * | 2012-12-27 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии |
| RU2578134C1 (ru) * | 2015-03-11 | 2016-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах 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
- 2018-03-30 RU RU2018111774A patent/RU2684262C9/ru active IP Right Revival
Patent Citations (6)
| 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 |
| RU2247825C1 (ru) * | 2003-08-18 | 2005-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритока в горизонтальном стволе добывающей скважины |
| 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 |
| RU2527051C1 (ru) * | 2012-12-27 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии |
| RU2578134C1 (ru) * | 2015-03-11 | 2016-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах 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 |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2739013C1 (ru) * | 2019-11-12 | 2020-12-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2684262C9 (ru) | 2019-11-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2522369C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами | |
| US4640352A (en) | In-situ steam drive oil recovery process | |
| US5036918A (en) | Method for improving sustained solids-free production from heavy oil reservoirs | |
| RU2663526C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин | |
| US5036917A (en) | Method for providing solids-free production from heavy oil reservoirs | |
| RU2582251C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
| RU2387819C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти и битума | |
| US3709295A (en) | Fracturing of subterranean formations | |
| RU2434127C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битумов | |
| RU2448240C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами | |
| RU2522366C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2494240C1 (ru) | Способ разработки залежей высоковязкой нефти или битумов | |
| RU2684262C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| US3707189A (en) | Flood-aided hot fluid soak method for producing hydrocarbons | |
| US5042581A (en) | Method for improving steam stimulation in heavy oil reservoirs | |
| RU2687833C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти термическим воздействием на пласт | |
| RU2564312C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2693055C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| CA2823598A1 (en) | Targeted oriented fracture placement using two adjacent wells in subterranean porous formations | |
| RU2690586C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2663521C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2690588C2 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
| RU2627345C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта | |
| RU2471064C2 (ru) | Способ теплового воздействия на пласт | |
| RU2663524C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: CORRECTION TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL 10-2019 FOR INID CODE(S) (72) |
|
| TH4A | Reissue of patent specification | ||
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200331 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20210219 |