RU2816142C1 - 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
- RU2816142C1 RU2816142C1 RU2023123350A RU2023123350A RU2816142C1 RU 2816142 C1 RU2816142 C1 RU 2816142C1 RU 2023123350 A RU2023123350 A RU 2023123350A RU 2023123350 A RU2023123350 A RU 2023123350A RU 2816142 C1 RU2816142 C1 RU 2816142C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- wells
- injection
- horizontal
- production
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 53
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 53
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 41
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 37
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 28
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 25
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 24
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 23
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 10
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 abstract description 6
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 25
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 3
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 241000237858 Gastropoda Species 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти с использованием парных горизонтальных скважин. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин включает закачку пара в пласт через парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины для прогрева пласта с созданием паровой камеры, перевод горизонтальных добывающих скважин в режим отбора продукции электроцентробежным насосом и дальнейшую закачку пара через горизонтальные нагнетательные скважины. Дополнительно в горизонтальные нагнетательные скважины инициируют закачку углеводородного растворителя совместно с паром, при температуре в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель. Закачку производят поочередно в шахматном порядке - через одну скважину, с остановкой закачки пара в соседние горизонтальные нагнетательные скважины и сокращением отбора в парных горизонтальных добывающих скважинах не менее чем в 2 раза. Обеспечивается повышение эффективности разработки залежи высоковязкой нефти. 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти с использованием парных горизонтальных скважин.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин (см. патент РФ № 2663530, МПК Е21 В43/24, Е21В 43/22, опубл. 07.08.2018, бюл. №22), включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку углеводородного растворителя и пара для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, перевод в режим закачки пара в нагнетательную скважину и отбора продукции в добывающей скважине. Предварительно лабораторными исследованиями на образце керна продуктивного пласта определяют скорость диффузии углеводородного растворителя в данном образце в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях. На основании данной скорости диффузии рассчитывается продолжительность прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины по формуле:
,
где t – продолжительность прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины, ч;
h – расстояние по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины, м;
υ – скорость диффузии углеводородного растворителя в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях, м/ч.
До начала прогрева пласта закачкой пара, в нагнетательную скважину закачивается углеводородный растворитель в объеме, рассчитанном по формуле:
,
где – объем закачки углеводородного растворителя, м3;
=1÷3 – безразмерный коэффициент, выбираемый в зависимости от геолого-физических свойств пласта;
– диаметр фильтра, м;
– длина фильтровой части горизонтальной скважины, м.
При этом закачка пара для освоения пары скважин начинается по истечении расчётного времени достижения растворителем добывающей скважины.
Недостатками известного способа являются его применение после бурения парных скважин перед этапом освоения закачкой пара, при этом наибольшая эффективность способа достигается при периодической многократной закачке растворителя в нагнетательную скважину в процессе эксплуатации совместно с паром или при остановке закачки пара оторочкой.
Наиболее близким является способ разработки залежей тяжелых и сверхвязких нефтей, включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции, отличающийся тем, что в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, а совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель (см. патент РФ № 2387818, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.04.2010, бюл. №12), который принят за прототип.
Недостатками способа являются низкая эффективность способа при наличии смежных парных скважин, так как при проникновении растворителя с паром на границы сформированных паровых камер на него может оказывать влияние избыточное давление, создаваемое от паровых камер соседних парных скважин и ограничивать его проникновение в продуктивный пласт. Так как при повышении давления растворитель при той же температуре в паровой камере будет переходить из газообразного состояния в конденсат и стекать к добывающей скважине, не достигая периферийных частей паровой камеры с остаточной нефтью, а также, не вовлекая в разработку так называемую зону «треугольника» при парном расположении горизонтальных стволов в продуктивном пласте.
Технической задачей заявляемого способа является повышение эффективности способа за счет поддержания определенных термобарометрических параметров в паровой камере над добывающей скважиной, способствующих поддержанию растворителя в газообразном состоянии и достижения им периферийных частей паровой камеры и зон «треугольника» с остаточной нефтью, влияющих на повышение дебитов по нефти и процента отбора извлекаемых запасов.
Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающим закачку пара в пласт через парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины для прогрева пласта с созданием паровой камеры, перевод горизонтальных добывающих скважин в режим отбора продукции электроцентробежным насосом, дальнейшую закачку пара через горизонтальные нагнетательные скважины.
Новым является то, что дополнительно в горизонтальные нагнетательные скважины инициируют закачку углеводородного растворителя совместно с паром, при температуре в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель, поочередно в шахматном порядке - через одну скважину, с остановкой закачки пара в соседние горизонтальные нагнетательные скважины и сокращением отбора в парных горизонтальных добывающих скважинах не менее чем в 2 раза.
Реализация предлагаемого способа поясняется графическим материалом.
На фиг. 1 показана схема расположения скважин (поперечный разрез).
Способ осуществляется следующим образом.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин включает строительство в продуктивном пласте 1 (фиг. 1) горизонтальных добывающих скважин 2, 2', 2'', 2''' и нагнетательных скважин 3, 3', 3'', 3''', расположенных выше и параллельно добывающим скважинам 2, 2', 2'', 2''' при этом расстояние между добывающими скважинами 2, 2', 2'', 2''' не менее 100 м.
На начальном этапе эксплуатация данных скважин 2, 3 заключается в закачке в них пара для обеспечения приемистости и гидродинамической связи между стволами скважин 2, 3. Продолжительность этапа прогрева скважин 2, 3 составляет от 2 до 6 месяцев, в зависимости от расчетного объема закачки пара (см. патент РФ № 2663527, МПК Е21В 43/24, Е21В 47/00, опубл. 07.08.2018, бюл. №22). Этап прогрева направлен на воздействие непосредственно на пласт 1 с целью изменения свойств углеводородного сырья - «снижения вязкости нефти и придания ей текучести». После завершения закачки расчетного объема пара нагнетание пара в скважины 2, 3 прекращают. В результате внесения паром тепла в пласт 1 происходит разогрев участка пласта в интервале между верхней 3 и нижней 2 горизонтальными скважинами, снижается вязкость нефти в этой зоне и, тем самым, обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами 2, 3. Также формируется паровая камера 4 над добывающей скважиной 2, которая растет по мере продолжения закачки пара в пласт 1.
Осуществляется непрерывная закачка пара в нагнетательную скважину 3 для повышения как температуры в пласте 1, так и пластового давления при инициации отбора продукции через добывающую скважину 2. На границе паровой камеры 4 внесенное в пласт 1 тепло передается малоподвижной нефти. При этом пар конденсируется, а прогретая нефть вытесняется под действием собственного веса и сконденсировавшегося пара по направлению сверху вниз. Таким образом, производительность горизонтальной добывающей скважины 2 обеспечивается действием двух факторов – гравитационного и гидродинамического перепадов давления при расчетной температуре прогрева пласта, обеспечивающей подвижность сверхвязкой нефти.
С момента начала добычи нефти, паровая камера 4, по мере вытеснения нефти паром за счет гравитационного разделения и непрерывной закачки пара, постоянно расширяется, формируя грушевидную форму. При достижении пара кровли пласта 1 может распространяться по латерали и сливаться с паровыми камерами соседних аналогичных парных горизонтальных скважин 2, 3 в системе разработки. При этом остаются не вовлеченными в разработку так называемые «треугольники» 5 между добывающими скважинами 2, ограниченные паровыми камерами 4.
Инициируют закачку углеводородного растворителя в нагнетательные скважины 3 и 3'' совместно с паром, либо закачивают растворитель оторочками с временной остановкой закачки пара и ее возобновлением после завершения закачки растворителя. При этом закачку растворителя ведут не в каждую нагнетательную скважину, а через одну - в 3 и 3''. За 10 суток до организации закачки растворителя останавливают закачку пара в соседние нагнетательные скважины 3', 3''', а также сокращают отбор в парных добывающих скважинах 2', 2''' не менее чем в 2 раза. При этом смесь пара и растворителя сохраняется в газообразном состоянии и достигает периферийных частей паровых камер 4, 4''. Далее растворитель вступает в реакцию и «доотмывает» остаточную нефть, а также способна распространиться по латерали в паровой камере 4, 4'' и постепенно конденсируясь, поступает в зоны «треугольника» 5. Зоны треугольника 5 находятся между парами горизонтальных скважин 2-2'-2''2''', 3-3'-3''3''' вне паровых камер 4-4'-4''3''', и дополнительно вовлекаются в разработку, повышая охват воздействием с увеличением отбора начальных извлекаемых запасов нефти. Через 10 суток после завершения закачки растворителя возобновляют закачку пара в соседние нагнетательные скважины 3', 3''', и увеличивают отбор из парной добывающей скважины 2', 2''' до прежнего уровня отбора.
Пример конкретного выполнения.
Эксплуатируют пару скважин на Краснооктябрьском месторождении высоковязкой нефти. Вязкость нефти составляет 14780*10-6 м2/с (при 8°С).
На этапе разработки пласта 1 залежи сверхвязкой нефти участок разбуривают поисковыми скважинами с отбором керна и проведением геофизических исследований. Проводили лабораторные исследования на образцах керна из продуктивного пласта 1 для определения геолого-физических параметров пласта 1 и вязкости нефти в стандартных условиях. Получены следующие средние значения проницаемости пласта – 2,01, пористости – 30 %, коэффициента нефтенасыщенности – 0,51 доли ед.
На участке продуктивного пласта 1 бурили четыре пары горизонтальных добывающих скважин 2, 2', 2'', 2''' и нагнетательных скважин 3, 3', 3'', 3'''. Добывающие скважины с горизонтальными стволами длиной 908-1143 м на глубине 126 м пробурены долотом диаметром 244,5 мм. Нагнетательные скважины 3, 3', 3'', 3''' с горизонтальными стволами длиной 912-1152 м на глубине 118 м пробурены долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальные стволы добывающих и нагнетательных скважин обсажены колоннами с щелями - щелевыми фильтрами диаметром 168 мм. Среднее расстояние по вертикали между парными скважинами составляет h=5 м.
Спускали по две колонны НКТ во все скважины. Конец первой колонны диаметром 60 мм спустили до конца первой половины фильтра, конец второй колонны НКТ диаметром 89 мм спустили во вторую половину фильтра горизонтального ствола.
На начальном этапе скважины осваивали закачкой пара расчетного объема для обеспечения приемистости и гидродинамической связи между стволами скважин. Объем пара на каждую пару скважин составил от 13800 до 17500 тонн. После завершения освоения закачкой пара скважины оставляют на технологическую паузу – термокапиллярную пропитку для распределения тепла и давления на 15-20 суток. В добывающие скважины спустили одну колонну НКТ диаметром 89 мм с насосом марки ЭЦН5А-160-300.
Закачивали пар с расходом 80-120 т/сут в нагнетательные скважины 3-3'-3''3''', а пластовую продукцию из добывающих скважин 2-2'-2''2''' отбирали электроцентробежным насосом с режимом отбора по жидкости 100-145 т/сут и дебитом по нефти от 7 до 22 т/сут.
После двух лет эксплуатации инициировали закачку углеводородного растворителя в нагнетательные скважины 3 и 3'' совместно с закачкой пара объемом 125 и 140 тонн, соответственно, в течении 7 суток. При этом за 10 суток до организации закачки растворителя останавливали закачку пара в соседние нагнетательные скважины 3', 3''' а также сокращали отбор в парных добывающих скважинах 2', 2''' в 2 и 2,7 раза, соответственно.
Через 10 суток после завершения закачки растворителя возобновили закачку пара в соседние нагнетательные скважины 3', 3''', и увеличили отбор из парной добывающей скважины 2', 2''' до прежнего уровня отбора – 120 т/сут. Через месяц эксплуатации дебит по нефти во всех добывающих скважинах 2-2'-2''2''' увеличился в среднем на 13%.
Claims (1)
- Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающий закачку пара в пласт через парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины для прогрева пласта с созданием паровой камеры, перевод горизонтальных добывающих скважин в режим отбора продукции электроцентробежным насосом, дальнейшую закачку пара через горизонтальные нагнетательные скважины, отличающийся тем, что дополнительно в горизонтальные нагнетательные скважины инициируют закачку углеводородного растворителя совместно с паром, при температуре в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель, поочередно в шахматном порядке - через одну скважину, с остановкой закачки пара в соседние горизонтальные нагнетательные скважины и сокращением отбора в парных горизонтальных добывающих скважинах не менее чем в 2 раза.
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2816142C1 true RU2816142C1 (ru) | 2024-03-26 |
Family
ID=
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU920200A1 (ru) * | 1978-07-31 | 1982-04-15 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ шахтной разработки нефт ной залежи |
US4434849A (en) * | 1978-09-07 | 1984-03-06 | Heavy Oil Process, Inc. | Method and apparatus for recovering high viscosity oils |
RU2387818C1 (ru) * | 2009-03-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей |
RU2418945C1 (ru) * | 2010-03-03 | 2011-05-20 | Сергей Владимирович Кайгородов | Шахматно-циклический способ разработки месторождений высоковязкой нефти и битумов |
RU2459940C1 (ru) * | 2011-03-18 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти методом паротеплового воздействия на пласт |
RU2550635C1 (ru) * | 2014-04-22 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
RU2708294C1 (ru) * | 2019-01-11 | 2019-12-05 | Евгений Николаевич Тараскин | Способ разработки массивно-пластовых залежей с высоковязкой нефтью |
RU2775633C1 (ru) * | 2021-12-14 | 2022-07-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с закачкой газа |
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU920200A1 (ru) * | 1978-07-31 | 1982-04-15 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ шахтной разработки нефт ной залежи |
US4434849A (en) * | 1978-09-07 | 1984-03-06 | Heavy Oil Process, Inc. | Method and apparatus for recovering high viscosity oils |
RU2387818C1 (ru) * | 2009-03-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей |
RU2418945C1 (ru) * | 2010-03-03 | 2011-05-20 | Сергей Владимирович Кайгородов | Шахматно-циклический способ разработки месторождений высоковязкой нефти и битумов |
RU2459940C1 (ru) * | 2011-03-18 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти методом паротеплового воздействия на пласт |
RU2550635C1 (ru) * | 2014-04-22 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
RU2708294C1 (ru) * | 2019-01-11 | 2019-12-05 | Евгений Николаевич Тараскин | Способ разработки массивно-пластовых залежей с высоковязкой нефтью |
RU2775633C1 (ru) * | 2021-12-14 | 2022-07-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с закачкой газа |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2350747C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
US3126961A (en) | Recovery of tars and heavy oils by gas extraction | |
RU2305762C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти или битума | |
RU2518684C2 (ru) | Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора (варианты) | |
RU2663532C1 (ru) | Способ разработки высоковязкой нефти | |
RU2387819C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти и битума | |
RU2555713C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
US9291042B2 (en) | Water injection method for assisting in recovery of heavy oil | |
RU2513484C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти или битума | |
RU2456441C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти методом одновременной закачки пара и отбора жидкости из одиночной горизонтальной скважины | |
RU2816142C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин | |
RU2550635C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
RU2342520C2 (ru) | Способ разработки залежей углеводородов (варианты) | |
Quintero et al. | Dynamics of Multiphase Flow Regimes in Toe-Up and Toe-Down Horizontal Wells | |
RU2695906C1 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин и водогазового воздействия | |
CN113047821A (zh) | 水蒸气-气体组合循环驱替方法 | |
RU2687833C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти термическим воздействием на пласт | |
RU2555163C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти горизонтальными скважинами | |
RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
RU2794686C1 (ru) | Способ разработки залежей высоковязкой нефти и природного битума | |
RU2652245C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти | |
RU2663530C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин | |
RU2514044C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2505668C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с применением разветвленных горизонтальных скважин | |
RU2463443C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения |