RU2720723C1 - Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки - Google Patents
Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки Download PDFInfo
- Publication number
- RU2720723C1 RU2720723C1 RU2019124323A RU2019124323A RU2720723C1 RU 2720723 C1 RU2720723 C1 RU 2720723C1 RU 2019124323 A RU2019124323 A RU 2019124323A RU 2019124323 A RU2019124323 A RU 2019124323A RU 2720723 C1 RU2720723 C1 RU 2720723C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- well
- water
- temperature
- horizontal
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 104
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 100
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 100
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 68
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 56
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 22
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 claims abstract description 11
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims description 13
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 8
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 abstract 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 abstract 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 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
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 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
- E21B43/20—Displacing by water
-
- 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)
- 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)
- Geophysics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи, исключение прорыва попутно-добываемой воды к забою скважин, сохранение структуры пласта, выравнивание фронта вытеснения нефти и увеличение добычи нефти. В способе разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки определяют обводненность в горизонтальных добывающих скважинах и температуру пласта. Выбирают пару скважин - добывающую и расположенную выше горизонтальную нагнетательную с обводненностью горизонтальной добывающей скважины более 98%. Прекращают закачку пара в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине. Выбранную горизонтальную добывающую скважину переводят под закачку попутно-добываемой воды с добавлением поверхностно-активного вещества ПАВ в объеме 30-180 м3/сут с температурой выше начальной температуры пласта на 30°С и более, но ниже условий парообразования в пласте. Концентрация ПАВ на 1 м3 попутно-добываемой воды составляет от 0,1 до 10% в зависимости от температуры закачиваемой попутно-добываемой воды. Одновременно с закачкой попутно-добываемой воды с ПАВ замеряют температуру и давление в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине. При достижении температуры парообразования в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине останавливают закачку попутно-добываемой воды с ПАВ в выбранную горизонтальную добывающую скважину. После переводят выбранную горизонтальную нагнетательную скважину под отбор продукции пласта. При снижении температуры на 5-10% в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине возобновляют закачку попутно-добываемой воды с ПАВ в выбранную горизонтальную добывающую скважину. Причем при увеличении обводненности на 10-15% и снижении температуры на 5-20% в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине уменьшают объем закачки попутно-добываемой воды с ПАВ на 15-25% в выбранной горизонтальной добывающей скважине, а при увеличении обводненности на 10-15% и увеличении температуры на 5-20% в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине увеличивают объем закачки попутно-добываемой воды с ПАВ на 15-25% в выбранной горизонтальной добывающей скважине. 2 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки месторождений высоковязкой и сверхвязкой нефти с использованием тепла на поздней стадии разработки.
Известен способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки (патент RU №2611789, МПК Е21В 43/24, C09K 8/592, опубл. 01.03.2017 в бюл. №7), включающий закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, прекращение закачки пара на поздней стадии разработки, закачку попутно добываемой воды. При этом помимо попутно добываемой воды закачивают азот, перед закачкой воды и азота определяют абсолютную отметку подошвенной части паровой камеры, попутно добываемую воду закачивают в пласт ниже абсолютной отметки подошвенной части паровой камеры через оценочные и контрольные скважины, расположенные на границе контура, образованного паровой камерой, а азот закачивают в паровую камеру.
Недостатками известного способа являются:
- неконтролируемые и нерегулируемые процессы закачки пара, воды и газа в пласт способствуют быстрому охлаждению паровой камеры и конденсации пара, что приводит к резкому снижению давления в паровой камере и разрушению структуры пласта, снижению эффективности способа и повышению материальных затрат;
- высокая вероятность прорыва воды к забою добывающей скважины, чему способствует закачка попутно добываемой воды ниже абсолютной отметки подошвенной части паровой камеры;
- бурение дополнительных оценочных скважин ведет к дополнительным материальным расходам.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии (патент RU №2673934, МПК Е21В 43/24, Е21В 36/00, опубл. 03.12.2018 в бюл. №34), включающий закачку пара в горизонтальные нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через горизонтальные добывающие скважины, определение параметров скважин, прекращение закачки пара в горизонтальные нагнетательные скважины на поздней стадии разработки, закачку горячей воды. После прекращения закачки пара на поздней стадии разработки определяют параметры паровой камеры. При этом на поздней стадии разработки выбирают пару с термобарическими условиями в верхней нагнетательной скважине ниже температуры парообразования в пластовых условиях, с сокращением дебита по нефти до 13 т/сут, после чего останавливают закачку пара в верхнюю скважину, нижнюю скважину переводят под нагнетание воды объемом 30-80 м3/сут с температурой 40-65°С, а верхнюю запускают под отбор продукции пласта.
Недостатками известного способа являются:
- высокая вероятность прорыва горячей воды к забою горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин, чему способствует нерегулируемая закачка горячей воды в нижнюю горизонтальную добывающую скважину;
- неравномерность фронта вытеснения нефти по пласту вследствие того, что закачивают только горячую воду;
- наличие в способе условия - подбора пары скважин с термобарическими условиями в верхней нагнетательной скважине ниже температуры парообразования в пластовых условиях существенно снижает область применения способа в связи с закачкой пара в верхнюю нагнетательную скважину. Все эти факторы обуславливают низкую эффективность нефтеизвлечения высоковязкой и сверхвязкой нефти по данному способу.
Техническими задачами изобретения являются расширение технологических возможностей применения способа, повышение эффективности теплового воздействия при максимально возможном извлечении остаточной высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки за счет исключения прорыва попутно-добываемой воды к забою горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, сохранения структуры пласта, выравнивания фронта вытеснения нефти и увеличения добычи нефти.
Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки, включающим закачку пара в горизонтальные нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через горизонтальные добывающие скважины, определение параметров скважин, прекращение закачки пара в горизонтальные нагнетательные скважины на поздней стадии разработки, закачку горячей воды.
Новым является то, что в процессе отбора нефти определяют обводненность в горизонтальных добывающих скважинах и температуру пласта, выбирают пару скважин с обводненностью горизонтальной добывающей скважины более 98%, прекращают закачку пара в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине, а выбранную горизонтальную добывающую скважину переводят под закачку попутно-добываемой воды с добавлением поверхностно-активного вещества - ПАВ в объеме 30-180 м3/сут и с температурой выше начальной температуры пласта на 30°С и более, но ниже условий парообразования в пласте, при этом концентрация ПАВ на 1 м3 попутно-добываемой воды составляет от 0,1 до 10% в зависимости от температуры закачиваемой попутно-добываемой воды, одновременно с закачкой попутно-добываемой воды с ПАВ замеряют температуру и давление в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине, при достижении температуры парообразования в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине останавливают закачку попутно-добываемой воды с ПАВ в выбранную горизонтальную добывающую скважину, после чего переводят выбранную горизонтальную нагнетательную скважину под отбор продукции пласта, затем при снижении температуры на 5 10% в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине возобновляют закачку попутно-добываемой воды с ПАВ в выбранную горизонтальную добывающую скважину, причем при увеличении обводненности на 10-15% и снижении температуры на 5-20% в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине уменьшают объем закачки попутно-добываемой воды с ПАВ на 15-25% в выбранной горизонтальной добывающей скважине, а при увеличении обводненности на 10-15% и увеличении температуры на 5-20% в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине увеличивают объем закачки попутно-добываемой воды с ПАВ на 15-25% в выбранной горизонтальной добывающей скважине.
На фиг. 1, 2 схематично показана реализация способа разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки. На фиг. 1 показана схема размещения парных горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин (вид сверху). На фиг. 2 разрез А-А (фиг. 1).
Сущность способа заключается в следующем.
На залежи 1 высоковязкой и сверхвязкой нефти строят пары горизонтальных нагнетательных 2', 2'', 2''' и расположенных ниже соответствующих добывающих 3', 3'', 3''' скважин (фиг. 1, 2). При строительстве в каждой горизонтальной добывающей скважине 3', 3'', 3''' располагают устройство контроля температуры и давления, например, оптико-волоконный кабель с датчиками (на фиг. 1, 2 не показано).
На ранней стадии разработки осуществляют закачку теплоносителя (пара) в парные горизонтальные нагнетательные 2', 2'', 2''' и соответствующие горизонтальные добывающие 3', 3'', 3''' скважины для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры (фиг. 1, 2). Пар закачивают в расчетном объеме от 0,7 до 2,1 тыс.т (в зависимости от геологических условий) на 100 м длины горизонтального ствола нагнетательной 2', 2'', 2''' и добывающей 3', 3'', 3''' скважин. Контролируют состояние продуктивного пласта и паровой камеры с помощью устройств контроля температуры и давления в реальном времени работы залежи.
После закачки расчетного объема пара прекращают закачку пара в горизонтальные нагнетательные 2', 2'', 2''' и добывающие 3', 3'', 3''' скважины для термокапиллярной пропитки залежи 1. Термокапиллярную пропитку производят до тех пор, пока в горизонтальных добывающих скважинах 3', 3'', 3''' не будут достигнуты термобарические условия, допустимые для работы погружного скважинного оборудования, например, погружного электрического центробежного насоса любой известной конструкции. Термобарические условия в скважинах определяются с помощью устройств контроля температуры и давления.
После этого осуществляют отбор нефти через горизонтальные добывающие скважины 3', 3'', 3''' и закачку пара через горизонтальные нагнетательные скважины 2', 2'', 2'''.
На поздней стадии разработки (при достижении выработки начальных извлекаемых запасов (НИЗ) нефти от 60% и более) определяют обводненность в горизонтальных добывающих скважинах 3', 3'', 3'''.
Выбирают пару горизонтальных нагнетательной 2'' и добывающей 3'' скважин с обводненностью горизонтальной добывающей скважины 3'' более 98% (из соображений рентабельности).
Прекращают закачку пара в горизонтальную нагнетательную скважину 2''.
Переводят горизонтальную добывающую скважину 3'' под закачку попутно-добываемой воды с добавлением поверхностно-активных веществ (ПАВ). Объем попутно-добываемой воды с ПАВ составляет 30-180 м3/сут (значение из диапазона выбирается из условия достижения давления на забое, большего чем давление парообразования при температуре в горизонтальной нагнетательной скважине). При этом температура попутно-добываемой воды с ПАВ выше начальной температуры пласта на 30°С и более, но ниже условий парообразования в пласте. Попутно-добываемую воду с добавлением ПАВ подают с установки подготовки нефти или установки предварительного сброса воды.
В качестве ПАВ используют любой известный ПАВ, например, различные анионогенные, катионо-активные, неионогенные ПАВ и др., в том числе такие неионогенные ПАВ как неонол АФ9-12, ОП-10, анионогенные - Алдинол-50, Неонол РХП-20, Нефтенол МЛ, катионо-активные нефтенол К, ИВВ-1, Неонол РП-1. Применение любого ПАВ приводит к одному техническому результату.
Концентрация ПАВ на 1 т попутно-добываемой воды составляет от 0,1 до 10%. Необходимую концентрацию ПАВ в попутно-добываемой воде устанавливают исходя из температуры закачиваемой попутно-добываемой воды: чем выше температура попутно-добываемой воды, тем ниже концентрация ПАВ.
Закачка попутно-добываемой воды с ПАВ поддерживает пластовое давление в паровой камере, что позволяет производить отбор продукции пласта и сохранить структуру пласта. Добавление ПАВ в попутно-добываемую воду осуществляют для загущения воды, т.е. увеличения вязкости попутно-добываемой воды. За счет снижения разности вязкостей продукции пласта и попутно-добываемой воды с ПАВ исключают прорыв попутно-добываемой воды с ПАВ к забою горизонтальной добывающей скважины и выравнивают фронт вытеснения продукции пласта попутно-добываемой водой с ПАВ.
Одновременно с закачкой попутно-добываемой воды с ПАВ замеряют температуру и давление в горизонтальной нагнетательной скважине 2'' путем спуска измерительного устройства, например, геофизического прибора измерения давления и температуры в стволе скважины.
Осуществляют технологическую выдержку до снижения температуры в горизонтальной нагнетательной скважине 2'' ниже температуры парообразования при соответствующем пластовом давлении. После чего переводят горизонтальную нагнетательную скважину 2'' под отбор продукции пласта с периодическим замером обводненности.
При этом регулируют объем закачки попутно-добываемой воды с ПАВ в горизонтальной добывающей скважине 3''.
При увеличении обводненности на 10-15% и снижении температуры на 5-20% в горизонтальной нагнетательной скважине 2'' уменьшают объем закачки попутно-добываемой воды с ПАВ на 15-25% в горизонтальной добывающей скважине 3''.
При увеличении обводненности на 10-15% и увеличении температуры на 5-20% в горизонтальной нагнетательной скважине 2'' увеличивают объем закачки попутно-добываемой воды с ПАВ на 15-25% в горизонтальной добывающей скважине 3''.
Регулирование (увеличение или снижение) объема закачки попутно-добываемой воды с ПАВ исключает прорыв попутно-добываемой воды с ПАВ к забою горизонтальной нагнетательной скважины 2''.
Закачку попутно-добываемой воды с ПАВ в горизонтальную добывающую скважину 3'' производят до полного заводнения паровой камеры.
При последующем определении обводненности более 98% в горизонтальной добывающей скважине вышеописанный способ повторяют. Залежь разрабатывают до полного извлечения продукции скважин.
Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки расширяет область теплового воздействия на продуктивный пласт, исключает возможность прорыва воды к скважинам и разрушения структуры пласта, способствует полному извлечению продукции скважины, повышает эффективность разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки.
Предложенный способ разработки залежи углеводородных флюидов был опробован на Ашальчинском месторождении. Выбрали участок залежи 1 со следующими геолого-физическими характеристиками: глубина залегания - 85 м; средняя общая толщина пласта - 30 м; нефтенасыщенная толщина пласта - 20 м; значение начального пластового давления 0,5 МПа; начальная пластовая температура 8°С; плотность нефти в пластовых условиях 970 кг/м3; коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях 27300 мПа⋅с; значение средней проницаемости по керну в пласте - 2,86 мкм2; значение средней пористости по керну в пласте - 0,30 доли ед.
На залежи 1 высоковязкой и сверхвязкой нефти построили пары горизонтальных нагнетательных 2', 2'', 2''' и расположенных ниже соответствующих добывающих 3', 3'', 3''' скважин. Расположили в каждой горизонтальной добывающей скважине 3', 3'', 3''' устройство контроля температуры и давления - оптико-волоконный кабель с датчиками.
На ранней стадии разработку залежи 1 осуществляли тепловыми методами путем закачки пара объемом 62,4 тыс.т. в парные горизонтальные нагнетательные 2', 2'', 2''' и соответствующие горизонтальные добывающие 3', 3'', 3''' скважины длиной 800 м каждая, прогревали пласт с созданием паровой камеры. Остановили закачку пара для термокапиллярной пропитки залежи 1 на 40 дней до достижения температуры парообразования (150°С для пластового давления - 0,5 МПа). После этого горизонтальные добывающие скважины 3', 3'', 3''' перевели под отбор продукции, а горизонтальные нагнетательные скважины 2', 2'', 2''' - под закачку пара.
На поздней стадии разработки залежи 1 после достижения выработки НИЗ нефти 68% определили обводненность в горизонтальных добывающих скважинах 3', 3'', 3'''.
Выбрали пару горизонтальных нагнетательной 2'' и добывающей 3'' скважин с обводненностью горизонтальной добывающей скважины 3'' 98,4%. Остановили закачку пара в горизонтальную нагнетательную скважину 2''. Перевели горизонтальную добывающую скважину 3'' под закачку попутно-добываемой воды с добавлением поверхностно-активного вещества (ПАВ) неонола АФ9-12. Объем попутно-добываемой воды с ПАВ составил 80 м3/сут с концентрацией ПАВ 4%. Попутно-добываемую воду с добавлением ПАВ подавали с установки предварительного сброса воды с температурой 60°С.
Одновременно с закачкой попутно-добываемой воды с ПАВ производили замер температуры и давления в горизонтальной нагнетательной скважине 2'' путем спуска измерительного устройства геофизического прибора измерения давления и температуры в стволе скважины. Осуществляли технологическую выдержку до снижения температуры в горизонтальной нагнетательной скважине 2'' со 151,1 до 143°С. После этого перевели горизонтальную нагнетательную скважину 2'' под отбор продукции пласта.
При этом регулировали объем закачки попутно-добываемой воды с ПАВ в горизонтальной добывающей скважине 3''. После увеличения обводненности с 68 до 76% и снижении температуры со 143 до 123°С в горизонтальной нагнетательной скважине 2'' уменьшили объем закачки попутно-добываемой воды с ПАВ с 80 до 65,6 м3/сут в горизонтальной добывающей скважине 3'', тем самым исключали прорыв попутно-добываемой воды с ПАВ к забою горизонтальной нагнетательной скважины 2''.
Разработку залежи 1 продолжали, при этом повторяли указанные операции выбора скважин с обводненностью горизонтальной добывающей скважины более 98% и перевод скважин под закачку воды и отбор нефти. Закачку попутно-добываемой воды с ПАВ воды в горизонтальные добывающие скважины производили до полного заводнения паровой камеры, то есть до полной конденсации пара в воду в паровой камере.
Проведенные мероприятия позволяют завершить этап разработки залежи и исключить схлопывание пласта при снижении закачки пара и сохранении пластового давления за счет регулирования закачки попутно-добываемой воды с ПАВ без использования дорогостоящих реагентов. В результате проведенных мероприятий общий суточный дебит по горизонтальным добывающим скважинам 3', 3'', 3''' выбранного участка залежи 1 увеличился с 2 до 9,6 т/сут (пример №1).
Остальные примеры осуществления способа разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки выполняют аналогично, их результаты приведены в таблице.
Закачка попутно-добываемой воды с ПАВ в объеме менее 30 м3/сут не приводит к увеличению извлечения остаточной нефти, а в объеме более 180 м3/сут - приводит к прорыву попутно-добываемой воды к забою горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин.
Применение попутно-добываемой воды с ПАВ с температурой выше начальной температуры пласта менее или равной 30°С не приводит к выравниванию фронта вытеснения нефти и увеличению добычи нефти.
Применение ПАВ с концентрацией менее 0,1% на 1 м3 попутно-добываемой воды не приводит к выравниванию фронта вытеснения нефти, а увеличение концентрации более 10% не приводит к увеличению дополнительной добычи нефти.
Предлагаемый способ позволяет расширить технологические возможности, повысить эффективность теплового воздействия при максимально возможном извлечении остаточной высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки за счет исключения прорыва попутно-добываемой воды к забою горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, сохранения структуры пласта, выравнивания фронта вытеснения нефти и увеличения добычи нефти.
Claims (1)
- Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки, включающий закачку пара в горизонтальные нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через горизонтальные добывающие скважины, определение параметров скважин, на поздней стадии разработки прекращение закачки пара в горизонтальные нагнетательные скважины, закачку горячей воды, отличающийся тем, что в процессе отбора нефти определяют обводненность в горизонтальных добывающих скважинах и температуру пласта, выбирают пару скважин с обводненностью горизонтальной добывающей скважины более 98%, прекращают закачку пара в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине, а выбранную горизонтальную добывающую скважину переводят под закачку попутно-добываемой воды с добавлением поверхностно-активного вещества - ПАВ в объеме 30-180 м3/сут и с температурой выше начальной температуры пласта на 30°С и более, но ниже условий парообразования в пласте, при этом концентрация ПАВ на 1 м3 попутно-добываемой воды составляет от 0,1 до 10% в зависимости от температуры закачиваемой попутно-добываемой воды, одновременно с закачкой попутно-добываемой воды с ПАВ замеряют температуру и давление в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине, при достижении температуры парообразования в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине останавливают закачку попутно-добываемой воды с ПАВ в выбранную горизонтальную добывающую скважину, после чего переводят выбранную горизонтальную нагнетательную скважину под отбор продукции пласта, при снижении температуры на 5-10% в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине возобновляют закачку попутно-добываемой воды с ПАВ в выбранную горизонтальную добывающую скважину, причем при увеличении обводненности на 10-15% и снижении температуры на 5-20% в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине уменьшают объем закачки попутно-добываемой воды с ПАВ на 15-25% в выбранной горизонтальной добывающей скважине, а при увеличении обводненности на 10-15% и увеличении температуры на 5-20% в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине увеличивают объем закачки попутно-добываемой воды с ПАВ на 15-25% в выбранной горизонтальной добывающей скважине.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019124323A RU2720723C1 (ru) | 2019-07-31 | 2019-07-31 | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019124323A RU2720723C1 (ru) | 2019-07-31 | 2019-07-31 | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2720723C1 true RU2720723C1 (ru) | 2020-05-13 |
Family
ID=70735427
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019124323A RU2720723C1 (ru) | 2019-07-31 | 2019-07-31 | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2720723C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2801929C1 (ru) * | 2022-09-07 | 2023-08-21 | Петр Петрович Трофимов | Способ добычи нефти |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6662872B2 (en) * | 2000-11-10 | 2003-12-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combined steam and vapor extraction process (SAVEX) for in situ bitumen and heavy oil production |
| RU2486334C1 (ru) * | 2011-12-12 | 2013-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2555713C1 (ru) * | 2014-06-03 | 2015-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
| RU2611789C1 (ru) * | 2016-01-11 | 2017-03-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
| RU2673934C1 (ru) * | 2018-02-05 | 2018-12-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии |
-
2019
- 2019-07-31 RU RU2019124323A patent/RU2720723C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6662872B2 (en) * | 2000-11-10 | 2003-12-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combined steam and vapor extraction process (SAVEX) for in situ bitumen and heavy oil production |
| RU2486334C1 (ru) * | 2011-12-12 | 2013-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2555713C1 (ru) * | 2014-06-03 | 2015-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
| RU2611789C1 (ru) * | 2016-01-11 | 2017-03-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
| RU2673934C1 (ru) * | 2018-02-05 | 2018-12-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2801929C1 (ru) * | 2022-09-07 | 2023-08-21 | Петр Петрович Трофимов | Способ добычи нефти |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2663526C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин | |
| RU2663532C1 (ru) | Способ разработки высоковязкой нефти | |
| RU2518684C2 (ru) | Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора (варианты) | |
| US9951595B2 (en) | Pressure swing solvent assisted well stimulation | |
| RU2663527C1 (ru) | Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
| RU2675114C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
| RU2496979C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт | |
| RU2678739C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
| RU2720723C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки | |
| RU2673934C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии | |
| RU2434129C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2543848C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти или битума с регулируемым отбором продукции из горизонтальных скважин | |
| RU2555163C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти горизонтальными скважинами | |
| RU2643056C1 (ru) | Способ разработки залежей сверхтяжелой нефти или природного битума | |
| RU2720725C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
| RU2483207C2 (ru) | Способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти | |
| RU2610966C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума | |
| RU2713682C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки | |
| RU2719882C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии | |
| RU2669647C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки | |
| RU2679423C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами | |
| RU2483206C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума | |
| RU2735009C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии | |
| RU2646904C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума | |
| RU2744609C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин для добычи высоковязкой нефти |