RU2695206C1 - Способ разработки залежи сверхвязкой нефти - Google Patents
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2695206C1 RU2695206C1 RU2018134130A RU2018134130A RU2695206C1 RU 2695206 C1 RU2695206 C1 RU 2695206C1 RU 2018134130 A RU2018134130 A RU 2018134130A RU 2018134130 A RU2018134130 A RU 2018134130A RU 2695206 C1 RU2695206 C1 RU 2695206C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- well
- parallel
- formation
- pumping
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 34
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 15
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 36
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 36
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 17
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 2
- 241000208202 Linaceae Species 0.000 claims 1
- 235000004431 Linum usitatissimum Nutrition 0.000 claims 1
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 15
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 8
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 6
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000013519 translation Methods 0.000 description 1
- 238000010792 warming 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. Технический результат - снижение теплопотерь за счет уменьшения площади прогрева и строительства скважин с учетом их гидродинамических возможностей, увеличение продуктивности залежи. Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает строительство в пределах одного пласта параллельных горизонтальных скважин и отдельной скважины, расположенной на примерно равном расчетном расстоянии от забоев параллельных скважин, исключающем прорыв теплоносителя, но позволяющем создать гидродинамическую связь со всеми скважинами, закачку теплоносителя во все скважины с прогревом пласта и образование гидродинамической связи между параллельными скважинами и отдельной скважиной, закачку теплоносителя в параллельные скважины и отбор продукции из добывающей скважины. Причем отдельную скважину строят над параллельными скважинами на расстоянии в плане 50±15 м до их забоев. Указанную отдельную скважину оборудуют колонной с муфтами, размещаемыми в точках пересечений в плане с нижними горизонтальными скважинами. Диаметр муфт подбирают исходя из потребностей закачки пара для нижних горизонтальных скважин. После прогрева пласта и создания гидродинамической связи параллельные скважины переводят в добывающие для отбора продукции, а отдельную скважину - в нагнетательную для закачки теплоносителя. Закачку теплоносителя осуществляют на всех этапах при давлении, исключающем нарушение целостности породы залежи. 2 ил., 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термическим способам добычи сверхвязкой нефти и/или битума.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2062865, МПК Е21В 43/20, опубл. Бюл. №36 от 27.06.1996), в соответствии, с которым на залежь высоковязкой нефти бурят вертикальные нагнетательные и горизонтальные добывающие скважины. Теплоноситель закачивают через нагнетательные скважины и одновременно периодически через горизонтальные скважины до прорыва теплоносителя к вертикальным добывающим скважинам. После прорыва теплоносителя через нагнетательные скважины закачивают вытесняющий агент, а через горизонтальные скважины осуществляют отбор песка и пластового флюида.
Недостатком этого способа является то, что он не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи. Вероятен быстрый прорыв теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую, что снижает его эффективность и увеличивает затраты на реализацию.
Также известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2334095, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №26 от 20.09.2008), включающий включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, причем горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, горизонтальный ствол перфорируют, выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.
Недостатком способа является вероятность быстрого прорыва теплоносителя из-за небольшого расстояния между забоем добывающей и нагнетательной скважин (3,5-4,5 м). В связи с этим - высокие затраты и малая эффективность.
Известен также способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2506417, МПК Е21В 43/16, опубл. в Бюл. №4 от 10.02.2014), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и наклонно-горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, при этом определяют уровень водонефтяного контакта - ВНК, добывающую наклонно-горизонтальную от устья к забою скважину бурят с расположением как минимум на 2-3 м выше уровня ВНК, вертикальную нагнетательную скважину бурят с расположением забоя над забоем добывающей скважины выше на 5-8 м, перфорируют добывающую скважину по всей длине наклонного участка, нагнетательную вертикальную скважину перфорируют в зоне пласта в направлении устья добывающей скважины, поэтапно по мере прорыва рабочего агента или обводнения продукции выше 95% забой добывающей наклонно-горизонтальной скважины отсекают выше зоны прорыва или обводнения, а зону вскрытия нагнетательной скважины отсекают снизу на 1/3-1/2 часть всей ее длины, при выработке всей вырабатываемой зоны устье добывающей наклонно-горизонтальной скважины переводят под нагнетание рабочего агента.
Недостатками способа являются неравномерный прогрев области дренирования горизонтальной добывающей скважины, вероятность быстрого прорыва нагнетаемого в вертикальную нагнетательную скважину пара к забою добывающей горизонтальной скважины, низкая приемистость вертикальной скважины, увеличение затрат на обустройстве нескольких вертикальных скважин
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием (патент RU №2526047, МПК Е21В 43/24, Е21В 7/04, опубл. в Бюл. №23 от 20.08.2014), включающий бурение в пределах одного пласта параллельных горизонтальных или наклонно-горизонтальных нагнетательных скважин и добывающей скважины, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающей скважины, при этом добывающую скважину располагают на равном расчетном расстоянии от забоев нагнетательных скважин, исключающим прорыв теплоносителя, но позволяющим создать гидродинамическую связь с нагнетательными скважинами, при этом нагнетательные скважины снабжают двумя параллельными каналами с чередующимися по расстоянию фильтрами в продуктивном пласте, причем каналы используют для нагнетания теплоносителя, а после прогрева пласта один из каналов - для внутрискважинного перетока продукции в сторону добывающей скважины.
Недостатками данного способа являются сложность строительства параллельных скважин с двумя параллельными каналами, большие теплопотери из-за большой площади прогрева у параллельных скважин в стороне от одной добывающей по горизонтали, а также строительство скважин, без учета их гидродинамических возможностей прогрева и отбора.
Техническими задачами заявляемого способа являются упрощение строительства параллельных скважин, снижение теплопотерь за счет уменьшения площади прогрева и строительства добывающих и нагнетательных скважин с учетом их гидродинамических возможностей.
Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим строительство в пределах одного пласта параллельных горизонтальных скважин и отдельной скважины, расположенной на примерно равном расчетном расстоянии от забоев параллельных скважин, исключающем прорыв теплоносителя, но позволяющем создать гидродинамическую связь со всеми скважинами, закачку теплоносителя во все скважины с прогревом пласта и образование гидродинамической связи между параллельными скважинами и отдельной скважиной, перевод под закачку теплоносителя нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающей скважины.
Новым является то, что отдельную скважину строят над параллельными скважинами на расстоянии в плане 50±15 м до их забоев, причем отдельную скважину оборудуют колонной с муфтами, размещаемыми в точке пересечений в плане с нижними горизонтальными скважинами, диаметр муфт рассчитывается исходя из потребностей закачки пара для нижних горизонтальных скважин, после прогрева пласта и создания гидродинамической связи параллельные скважины переводят в добывающие для отбора продукции, а отдельную скважину - в нагнетательную для закачки теплоносителя, причем закачку теплоносителя осуществляют на всех этапах при давлении, исключающем нарушение целостности породы залежи.
На фиг. 1 изображена схема расположения скважин в залежи (вид сверху).
На фиг. 2 изображена схема расположения горизонтальных добывающих и горизонтальной нагнетательной скважины в залежи (вид сбоку).
Способ реализуется следующим образом.
По геологическим данным, выбирается залежь 1 (фиг 2) сверхвязкой нефти. Производится строительство параллельных добывающих горизонтальных скважин 2 (фиг 1), 2'... 2n с расстояниями между ними для улучшения охвата в плане не менее 50 м (для месторождений Татарстана оптимальным является расстояние 70-80 м) с расположением в залежи 1 (фиг. 2) как минимум на 1 м (для исключения прорыва воды) выше подошвы 3 или уровня 3 водонефтяного контакта (ВНК), далее над пробуренными добывающими скважинами 2 (фиг 1), 2'…2n на расстоянии 50±15 м (отклонение связано с неточностью расположения забоев при строительстве) до их соответствующего забоя параллельных скважин 2 (фиг. 2) и выше бурится нагнетательная горизонтальная скважина 4, которую оборудуют технологической колонной (не показана) с муфтами (не показаны) размещаемыми в точке пересечений в плане с нижними горизонтальными скважинами 2 (фиг 1) и 2'…2n. Диаметр соответствующих муфт эмпирически подбирают исходя из потребностей закачки пара для нижних горизонтальных скважин 2, 2'…2n. При этом вскрытые горизонтальные части стволов горизонтальной скважины 2 (фиг. 2) снабжаются фильтром 5. По глубине залегания залежи 1 (фиг. 2) определят максимальное давление, исключающее нарушение целостности породы залежи 1. На начальном этапе закачивают пар с максимально возможным объемом в добывающие 2 (фиг. 1), 2'…2n и нагнетательную 4 скважины при давлении, исключающем нарушение целостности породы залежи 1 (фиг. 2). После чего горизонтальные скважины 2 (фиг. 1), 2'…2n останавливают на термокапилярную пропитку, а через нагнетательную скважину 4 продолжают закачку рабочего агента в зависимости от приемистости скважины (для Западно-Екатериновской залежи 1 Татарстана это составляет 80-160 т/сут). Далее запускают добывающие скважины 2, 2'…2n на отбор жидкости. При отсутствии термогидродинамической связи цикл прогрева при освоении повторяют.
Пример конкретного применения.
На Западно-Екатериновской залежи 1 (фиг. 2) битума, находящемся на глубине 210 м, залежь 1 представлена однородным пластом со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 8,7 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,68 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 3,176 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 975 кг/м3, вязкостью 18260 мПа с, произвели бурение пяти горизонтальных добывающих скважин 2 (фиг. 1), 2'…24 с расстояниями между ними в плане 75-78 м (разбег связан с отклонением при бурении) с расположением в залежи 1 (фиг. 2) на 1,2-2 м (разбег связан с отклонением при бурении) выше уровня 3 ВНК, а также горизонтальную нагнетательную скважину 4 (фиг. 1) расположили над пробуренными добывающими скважинами 2, 2'…24 на расстоянии 50±8 м от забоя стволов добывающих скважин 2, 2'…24, при этом в верхнюю скважину установили НКТ с муфтами размещаемыми в точке пересечений в плане с нижними горизонтальными скважинами, диаметр которых подобрали (от 088,9 до 0108 мм) исходя из потребностей закачки пара для нижних горизонтальных скважин. По глубине (210 м) определили максимальное давление - 3 МПа, исключающее нарушение целостности породы залежи 1 (фиг. 2). На начальном этапе закачали пар с максимально возможным объемом в добывающие 2 (фиг. 1), 2'…24 и нагнетательную 4 скважины в суммарном количестве 9000 т при давлении 3 МПа, исключающем нарушение целостности породы залежи 1 (фиг. 2). После чего горизонтальные скважины 2 (фиг. 1), 2'…24 останавливают на термокапилярную пропитку, а через нагнетательную скважину продолжают закачку рабочего агента в количестве 120 т/сут (пласт залежи 1 (фиг. 2) больше не принимает). Далее продолжили закачку рабочего агента через нагнетательную горизонтальную скважину 4 в количестве 120 т/сут, а добывающие скважины 2 (фиг. 1), 2'…24 запустили на отбор.
Начальная добыча из скважин 2, 2'…24 составила от 12 до 15 т/сут, а температура - от 78 до 81°С. В результате использования предлагаемого способа по сравнению с аналогичным участком дебит на одну скважину 2, 2'…24 возрос на 55%, обводненность продукции снизилась с 95% до 88%. Материальные затраты снизились на 18%.
Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти позволяет упростить строительство параллельных скважин, снизить теплопотери за счет уменьшения площади прогрева и строительства добывающих и нагнетательных скважин с учетом их гидродинамических возможностей, что в совокупности приводит к увеличению продукции залежи.
Claims (1)
- Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий строительство в пределах одного пласта параллельных горизонтальных скважин и отдельной скважины, расположенной на примерно равном расчетном расстоянии от забоев параллельных скважин, исключающем прорыв теплоносителя, но позволяющем создать гидродинамическую связь со всеми скважинами, закачку теплоносителя во все скважины с прогревом пласта и образование гидродинамической связи между параллельными скважинами и отдельной скважиной, перевод под закачку теплоносителя нагнетательных скважин и отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что отдельную скважину строят над параллельными скважинами на расстоянии в плане 50±15 м до их забоев, причем отдельную скважину оборудуют колонной с муфтами, размещаемыми в точках пересечений в плане с нижними горизонтальными скважинами, диаметр муфт подбирают исходя из потребностей закачки пара для нижних горизонтальных скважин, после прогрева пласта и создания гидродинамической связи параллельные скважины переводят в добывающие для отбора продукции, а отдельную скважину - в нагнетательную для закачки теплоносителя, причем закачку теплоносителя осуществляют на всех этапах при давлении, исключающем нарушение целостности породы залежи.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018134130A RU2695206C1 (ru) | 2018-09-26 | 2018-09-26 | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018134130A RU2695206C1 (ru) | 2018-09-26 | 2018-09-26 | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2695206C1 true RU2695206C1 (ru) | 2019-07-22 |
Family
ID=67512166
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018134130A RU2695206C1 (ru) | 2018-09-26 | 2018-09-26 | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2695206C1 (ru) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2334095C1 (ru) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
WO2009134643A2 (en) * | 2008-04-30 | 2009-11-05 | World Energy Systems Incorporated | Method for increasing the recovery of hydrocarbons |
RU2439305C1 (ru) * | 2010-07-02 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов |
RU2442884C1 (ru) * | 2010-08-27 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием |
RU2526047C1 (ru) * | 2013-06-11 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием |
RU2531963C1 (ru) * | 2013-08-13 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов |
-
2018
- 2018-09-26 RU RU2018134130A patent/RU2695206C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2334095C1 (ru) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
WO2009134643A2 (en) * | 2008-04-30 | 2009-11-05 | World Energy Systems Incorporated | Method for increasing the recovery of hydrocarbons |
RU2439305C1 (ru) * | 2010-07-02 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов |
RU2442884C1 (ru) * | 2010-08-27 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием |
RU2526047C1 (ru) * | 2013-06-11 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием |
RU2531963C1 (ru) * | 2013-08-13 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2295030C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума | |
RU2334095C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2527051C1 (ru) | Способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии | |
CA2744749C (en) | Basal planer gravity drainage | |
RU2678739C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2387819C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти и битума | |
RU2582251C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
RU2496979C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт | |
RU2555713C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
RU2274742C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
RU2343276C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
RU2289685C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязких нефтей или битума | |
RU2211318C2 (ru) | Способ добычи вязкой нефти при тепловом воздействии на пласт | |
RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2433256C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битумов | |
RU2433254C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2334098C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2395676C1 (ru) | Способ разработки залежи битума | |
RU2695206C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2555163C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти горизонтальными скважинами | |
RU2504646C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти с применением заводнения | |
RU2643056C1 (ru) | Способ разработки залежей сверхтяжелой нефти или природного битума | |
RU2225942C1 (ru) | Способ разработки битумного месторождения | |
RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
RU2720725C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200927 |