RU2725415C1 - Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин - Google Patents
Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2725415C1 RU2725415C1 RU2019132755A RU2019132755A RU2725415C1 RU 2725415 C1 RU2725415 C1 RU 2725415C1 RU 2019132755 A RU2019132755 A RU 2019132755A RU 2019132755 A RU2019132755 A RU 2019132755A RU 2725415 C1 RU2725415 C1 RU 2725415C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- injection
- steam
- pressure
- tubing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 42
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 42
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 28
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 11
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 10
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 230000000740 bleeding effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 abstract 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 4
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 230000009172 bursting Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- 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)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - возможность производить закачку пара при средней и низкой приемистости пласта, снижение затрат энергии при закачке теплоносителя. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин включает строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб НКТ разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину одной или двух колонн НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой необходимого для прогрева межскважинного пространства залежи с созданием гидродинамической связи объема перегретого пара, выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины, проведение термобарометрических измерений, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и колонна насосно-компрессорных труб с глубинным насосом и датчиками температуры на входе, продолжение закачки через нагнетательную скважину пара в нагнетательную скважину и отбор продукции глубинным насосом из добывающей скважины. Перед спуском для закачки пара концы НКТ в обеих скважинах оборудуют датчиками температуры и давления, закачку пара в обе скважины ведут вместе с термобарическими исследованиями, при достижении на обоих концах НКТ соответствующей скважины давления отсечки – давления парообразования перегретого пара при заданной температуре из нагнетательной скважины через устье стравливают парогазовую смесь для снижения давления на 5-10%. Ведут контроль получения гидродинамической связи с добывающей скважиной посредством отслеживания начала роста температуры и давления за счет закачки пара в добывающую скважину. В добывающую скважину продолжают закачивать пар с периодическим стравливанием давления на 5-10% при достижении давления отсечки до получения термогидродинамической связи между скважинами.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин (патент RU № 2663526, МПК E21B 43/24, E21B 07/04, E21B 47/06, опубл. 07.08.2018 в Бюл. № 22), включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину одной или двух колонн НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой необходимого для прогрева межскважинного пространства залежи с созданием гидродинамической связи объема пара, выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины, проведение термобарометрических измерений посредством геофизических исследований в добывающей скважине, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют зоны с экстремальными температурами, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, размещение спускаемого на колонне НКТ электроцентробежного насоса, оснащенного на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконного кабеля по всей длине фильтра, в дальнейшем ведение закачки пара через нагнетательную скважину и отбор продукции электроцентробежным насосом в добывающей скважине, отличающийся тем, что осуществляют первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой расчетного объема высокотемпературного пара в добывающую скважину, а исследования добывающей скважины осуществляют после термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины ниже предельной температуры для насоса, который устанавливают в переходной зоне с температурой между большим и меньшим прогревом, в ходе эксплуатации насоса производят мониторинг температур по длине добывающей скважины и на входе насоса, при достижении в зоне размещения насоса температуры, близкой к предельной для работы насоса, его перемещают в близлежащую зону, соответствующую условиям установки насоса, при этом точки подачи пара в нагнетательной скважине и точку отбора в добывающей скважине размещают со смещением по горизонтали не менее чем 10 м во избежание прорывов пара.
Наиболее близким по технической сущности является способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающий закачку пара через горизонтальную скважину (патент RU № 2584437, МПК E21B 43/24, опубл. 20.05.2016 в Бюл. № 14), отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине, отличающийся тем, что в нагнетательную скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра, конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола, в добывающей скважине размещают оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, через нагнетательную скважину закачивают пар, и проводят термобарометрические измерения, посредством оптоволоконного кабеля выявляют зоны горизонтального ствола добывающей скважины с наибольшей температурой, среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в определенной зоне размещают электроцентробежный насос, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и периодичностью работы электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, при котором электроцентробежный насос работает в постоянном режиме при температуре перекачиваемой пластовой продукции, равной максимально допустимой для электроцентробежного насоса.
Недостатками обоих аналогов являются узкая область применения так как предназначены для пластов залежи с высокой приемистости, в которых не происходит повышение давление в прискажинной зоне выше парообразования, исключая переход перегретой воды в пар, и большие затраты энергии при закачке теплоносителя в пласт из-за необходимости продавливания большого объема конденсата, образующегося при высоком давлении.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, позволяющего производить закачку пара также при средней и низкой приемистости пласта и снизить затраты энергии при закачке теплоносителя за счет снижения давления в прискважинной зоне ниже давления парообразования для перегретого пара.
Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину одной или двух колонн НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой необходимого для прогрева межскважинного пространства залежи с созданием гидродинамической связи объема перегретого пара, выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины, проведение термобарометрических измерений, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и колонны насосно-компрессорных труб с глубинным насосом и датчиками температуры на входе, продолжение закачки через нагнетательную скважину пара в нагнетательную скважину и отбор продукции глубинным насосом из добывающей скважины.
Новым является то, что перед спуском для закачки пара концы НКТ в обеих скважинах оборудуют датчиками температуры и давления, закачку пара в обе скважины ведут вместе с термобарическими исследованиями, при достижении на обоих концах НКТ соответствующей скважины давления отсечки – давления парообразования при заданной температуре из нагнетательной скважины через устье стравливают парогазовую смесь для снижения давления на 5-10%, ведут контроль получения термогидродинамической связи с добывающей скважиной посредством отслеживания начала роста температуры и давления за счет закачки пара в добывающую скважину, в добывающую скважину продолжают закачивать пар с периодическим стравливанием давления на 5-10% при достижении давления отсечки до получения термогидродинамической связи между скважинами.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин включает строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину одной или двух колонн НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой необходимого для прогрева межскважинного пространства залежи с созданием гидродинамической связи объема перегретого пара. Причем перед спуском для закачки пара концы НКТ в обеих скважинах оборудуют датчиками температуры и давления, закачку пара в обе скважины ведут вместе с термобарическими исследованиями. При достижении на обоих концах НКТ соответствующей скважины давления отсечки – давления парообразования пара при заданной температуре из нагнетательной скважины для исключения образования конденсата через устье стравливают парогазовую смесь для снижения давления на 5-10%. Ведут при закачке пара контроль получения термогидродинамической связи с добывающей скважиной посредством отслеживания начала роста температуры и давления за счет закачки пара в добывающую скважину, в которую продолжают закачивать пар с периодическим стравливанием давления на 5-10% при достижении давления отсечки до получения термогидродинамической связи между скважинами. После чего проводят выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой сначала осуществляют термобарометрические измерения, а потом размещают оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с глубинным насосом. На входе глубинного насоса располагают перед спуском датчики температуры. Продолжают закачку через нагнетательную скважину пара и осуществляют отбор продукции глубинным насосом из добывающей скважины.
Исключение образования конденсата при закачке пара в скважины значительно упрощается процесс закачки в пласт пара, который с значительно меньшими усилиями (примерно в 2 - 4 раза) продавливается в коллектор пласта, прогревая пласт на большую глубину, чем жидкая фаза, что особенно актуально в пластах со средней и низкой приемистостью. Это все в совокупности позволяется экономить энергетические ресурсы при закачке теплоносителя в пласт.
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин позволяет производить закачку пара также при средней и низкой приемистости пласта и снизить затраты энергии при закачке теплоносителя за счет снижения давления в прискважинной зоне ниже давления парообразования для перегретого пара.
Claims (1)
- Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину одной или двух колонн НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой необходимого для прогрева межскважинного пространства залежи с созданием гидродинамической связи объема перегретого пара, выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины, проведение термобарометрических измерений, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и колонны насосно-компрессорных труб с глубинным насосом и датчиками температуры на входе, продолжение закачки через нагнетательную скважину пара в нагнетательную скважину и отбор продукции глубинным насосом из добывающей скважины, отличающийся тем, что перед спуском для закачки пара концы НКТ в обеих скважинах оборудуют датчиками температуры и давления, закачку пара в обе скважины ведут вместе с термобарическими исследованиями, при достижении на обоих концах НКТ соответствующей скважины давления отсечки - давления парообразования при заданной температуре из нагнетательной скважины через устье стравливают парогазовую смесь для снижения давления на 5-10%, ведут контроль получения гидродинамической связи с добывающей скважиной посредством отслеживания начала роста температуры и давления за счет закачки пара в добывающую скважину, в добывающую скважину продолжают закачивать пар с периодическим стравливанием давления на 5–10% при достижении давления отсечки до получения термогидродинамической связи между скважинами.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019132755A RU2725415C1 (ru) | 2019-10-16 | 2019-10-16 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019132755A RU2725415C1 (ru) | 2019-10-16 | 2019-10-16 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2725415C1 true RU2725415C1 (ru) | 2020-07-02 |
Family
ID=71510243
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019132755A RU2725415C1 (ru) | 2019-10-16 | 2019-10-16 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2725415C1 (ru) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
RU2052628C1 (ru) * | 1992-07-23 | 1996-01-20 | Сибирский приватный институт нефти | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
RU2237805C1 (ru) * | 2003-12-03 | 2004-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
RU2462587C1 (ru) * | 2011-11-17 | 2012-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации нефтедобывающей высокотемпературной скважины |
RU2584437C1 (ru) * | 2015-06-23 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
RU2663526C1 (ru) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин |
-
2019
- 2019-10-16 RU RU2019132755A patent/RU2725415C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
RU2052628C1 (ru) * | 1992-07-23 | 1996-01-20 | Сибирский приватный институт нефти | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
RU2237805C1 (ru) * | 2003-12-03 | 2004-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
RU2462587C1 (ru) * | 2011-11-17 | 2012-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации нефтедобывающей высокотемпературной скважины |
RU2584437C1 (ru) * | 2015-06-23 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть |
RU2663526C1 (ru) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2663526C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин | |
RU2584437C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2663527C1 (ru) | Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2663528C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU103845U1 (ru) | Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
RU2678738C1 (ru) | Способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти | |
RU2725415C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин | |
RU2496000C1 (ru) | Способ разработки залежей высоковязкой нефти или битумов | |
RU2543848C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти или битума с регулируемым отбором продукции из горизонтальных скважин | |
RU2610966C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума | |
RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
RU2400620C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти при паротепловом воздействии на пласт | |
RU2749658C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим методом | |
RU2724707C1 (ru) | Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2724692C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2690588C2 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2684262C9 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
RU2803327C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2720725C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2595032C1 (ru) | Скважинная насосная установка для добычи битуминозной нефти | |
RU2693055C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
RU2690586C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
RU2639003C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти | |
RU2684627C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием | |
RU2679423C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами |