Способ разработки участка нефтяного месторождения



Способ разработки участка нефтяного месторождения
Способ разработки участка нефтяного месторождения

 


Владельцы патента RU 2528310:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с залежами вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти, совпадающими полностью или частично в структурном плане. Технический результат - повышение нефтеотдачи, темпов отбора нефти с одновременной экономией эксплуатационных затрат. Способ разработки участка нефтяного месторождения включает бурение на залежи сверхвязкой нефти горизонтальных пар скважин для проведения парогравитационного дренирования и бурение на залежи вязкой или высоковязкой нефти, расположенной ниже в структурном плане, нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара в нагнетательные скважины парогравитационного дренирования и горячей воды в нагнетательные скважины залежи вязкой или высоковязкой нефти, отбор продукции из добывающих скважин, разделение на устье нефти и воды и повторное использование данной воды. На залежи вязкой или высоковязкой нефти бурят вертикальные и горизонтальные добывающие скважины и вертикальные и/или наклонно-направленные нагнетательные скважины как законтурные или как центры пяти-, семи- или девятиточечных элементов с добывающими скважинами вокруг, часть из которых может отсутствовать. Отбираемую горячую воду из горизонтальных добывающих скважин залежи сверхвязкой нефти после отделения на устье от нефти закачивают через вертикальные и/или наклонно-направленные нагнетательные скважины в залежь вязкой или высоковязкой нефти. Расстояние между устьем добывающей скважины сверхвязкой нефти и нагнетательной скважины вязкой или высоковязкой нефти, а также промежуточного оборудования назначают из условия обеспечения потери температуры перекачиваемой воды не более чем на 10°C при любых климатических условиях данного региона. Отбираемую и отделенную в отстойнике от нефти воду из залежи вязкой или высоковязкой нефти подают в парогенератор, где производят процесс ее парообразования, отделения от примесей и доведения до степени сухости 0,6-0,8, и закачивают через горизонтальные нагнетательные скважины в залежь сверхвязкой нефти, формируя, таким образом, непрерывный цикл циркуляции воды для разработки двух объектов с применением тепла. При этом для обеспечения необходимых уровней компенсации отбора закачкой производят регулировку объемов закачки воды из отстойника, где нефть отделяют от воды после подъема продукции из залежи вязкой или высоковязкой нефти. 1 табл., 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке участка нефтяного месторождения с залежами вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти, совпадающими полностью или частично в структурном плане.

Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения, включающий разбуривание самостоятельными сетками скважин, расположенных друг под другом двух разных по сорту нефти пластов со вскрытием нижнего пласта, отбор жидкости из каждого пласта собственным фондом добывающих скважин. В добывающих скважинах, эксплуатирующих верхний пласт, насыщенный высоковязкой нефтью, перфорируют часть нижнего пласта, насыщенного низковязкой нефтью, и ведут отборы жидкости, представляющие смеси этих нефтей, в тех же добывающих скважинах, при этом перфорируемую толщину нижнего пласта определяют по специальной формуле (патент РФ №2103485, кл. E21B 43/20, E21B 43/14, опубл. 27.01.1998).

Недостатками известного способа являются низкая нефтеотдача и низкие темпы отбора при разработке залежей вязкой или высоковязкой и/или сверхвязкой нефти. Не предусмотрены мероприятия по снижению вязкости таких нефтей, что снижает нефтеотдачу и темпы отбора.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки многопластовой залежи высоковязкой нефти, включающий бурение вертикальных скважин и парных горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательных скважин, нагнетание теплоносителя в скважины и отбор продукции скважин из добывающей скважины. При этом выделяют пласты, разделенные глинистыми пропластками, большей и меньшей толщины, размещают парные горизонтальные скважины в пластах большей толщины, а вертикальные сообщают с соответствующими пластами меньшей толщины, причем теплоноситель закачивают в парные горизонтальные скважины, а после прогрева соответствующего пласта отбирают продукцию пласта из добывающей скважины с отделением воды, которую после предварительного подогрева закачивают в вертикальные скважины с последующим отбором из них продукции соответствующих пластов, далее цикл повторяют (патент РФ №2386800, кл. E21B 43/24, опубл. 20.04.2010 - прототип).

Недостатком известного способа является низкая нефтеотдача, низкие темпы отбора нефти, большие эксплуатационные затраты. Верхний пласт разрабатывается вертикальными скважинами, нефтеотдача которого оказывается намного меньше нижнего, разрабатываемого горизонтальными скважинами, несмотря на применение закачки пара. При этом практика показывает, что вязкость нефти верхних пластов выше нижних. При значительном расстоянии между пластами эта разница в вязкости еще выше. Например, пласт верхнепермской системы имеет сверхвязкую нефть (более 10000 мПа·с), ниже которого на 600-800 м расположен пласт среднекаменноугольной системы с высоковязкой нефтью (от 200 до 10000 мПа·с). Разработка таких пластов известным способом приведет к низкой нефтеотдаче и низким темпам отбора нефти.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи, темпов отбора нефти и экономии эксплуатационных затрат при разработке нефтяного месторождения с залежами вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти.

Задача решается тем, что в способе разработки участка нефтяного месторождения, включающем бурение на залежи сверхвязкой нефти горизонтальных пар скважин для проведения парогравитационного дренирования и бурение на залежи вязкой или высоковязкой нефти, расположенной ниже в структурном плане, нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара в нагнетательные скважины парогравитационного дренирования и горячей воды в нагнетательные скважины залежи вязкой или высоковязкой нефти, отбор продукции из добывающих скважин, разделение на устье нефти и воды и повторное использование данной воды, согласно изобретению на залежи вязкой или высоковязкой нефти бурят вертикальные и горизонтальные добывающие скважины и вертикальные и/или наклонно-направленные нагнетательные скважины как законтурные или как центры пяти-, семи- или девятиточечных элементов с добывающими скважинами вокруг, часть из которых может отсутствовать, отбираемую горячую воду из горизонтальных добывающих скважин залежи сверхвязкой нефти, после отделения на устье от нефти, закачивают через вертикальные и/или наклонно-направленные нагнетательные скважины в залежь вязкой или высоковязкой нефти, расстояние между устьем добывающей скважины сверхвязкой нефти и нагнетательной скважины вязкой или высоковязкой нефти, а также промежуточного оборудования, назначают из условия обеспечения потери температуры перекачиваемой воды не более чем на 10°C при любых климатических условиях данного региона, а отбираемую и отделенную в отстойнике от нефти воду из залежи вязкой или высоковязкой нефти подают в парогенератор, где производят процесс ее парообразования, отделения от примесей и доведения до степени сухости 0,6-0,8, и закачивают через горизонтальные нагнетательные скважины в залежь сверхвязкой нефти, формируя, таким образом, непрерывный цикл циркуляции воды для разработки двух объектов с применением тепла, при этом для обеспечения необходимых уровней компенсации отбора закачкой производят регулировку объемов закачки воды из отстойника, где нефть отделяют от воды после подъема продукции из залежи вязкой или высоковязкой нефти.

Сущность изобретения

Согласно отечественной классификации нефтей по дифференциации по НДПИ (налог на добычу полезных ископаемых) выделяют вязкие нефти с вязкостью в пластовых условиях от 10 мПа·с до 200 мПа·с, высоковязкие нефти - от 200 мПа·с до 10000 мПа·с и сверхвязкие нефти с вязкостью более 10000 мПа·с.

На темпы отбора нефти и нефтеотдачу нефтяного месторождения с залежами вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти существенное влияние оказывает реализуемая система разработки и применение вытесняющих агентов. При этом общеизвестно, что наибольшее влияние на снижение вязкости нефти оказывает повышение ее температуры. При разработке залежи сверхвязкой нефти способом парагравитационного дренирования добываемая продукция имеет температуру порядка 95-99°C. Повторное использование уже нагретой до такой температуры воды при разработке другого объекта с вязкой или высоковязкой нефтью, расположенного ниже в структурном плане, значительно сокращает эксплуатационные затраты по сравнению со способом, при котором холодную воду нагревают на поверхности и закачивают в пласт. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать одновременно залежи вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи, темпов отбора нефти и экономии эксплуатационных затрат при разработке месторождения с залежами вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти, совпадающими полностью или частично в структурном плане. Задача решается следующим образом.

На фиг.1 и 2 приведены схемы реализации способа в профиле и в плане соответственно. Принятые обозначения: 1 - пласт сверхвязкой нефти, 2 - пласт вязкой или высоковязкой нефти, 3 - добывающая горизонтальная скважина парогравитационного дренирования, 4 - паронагнетательная горизонтальная скважина, 5 - нагнетательная вертикальная или наклонно-направленная скважина, 6, 6', 6”, 6'” - добывающие вертикальные, наклонно-направленные или горизонтальные скважины, 7 - парогенератор, 8 - пакер паронагнетательной скважины, 9 - насос для добычи сверхвязкой нефти, 10 - узел отделения сверхвязкой нефти от воды, 11 - термоизолированная колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) нагнетательной скважины, 12 - пакер нагнетательной скважины, 13 - насосы добывающих скважин 6, 6', 14 - узел отделения вязкой или высоковязкой нефти от воды (отстойник), L - расстояние между вертикальными или наклонно-направленными добывающими 6, 6', 6”, 6'” и нагнетательной 5 скважинами в пятиточечном элементе.

Способ реализуют следующим образом.

На месторождении выделяют участок залежи с отложениями сверхвязкой нефти 1 (фиг.1, 2), где ниже в структурном плане расположен участок залежи с отложениями вязкой или высоковязкой нефти 2. На рассматриваемом участке бурят пару горизонтальных скважин 3 и 4 в отложениях 1 сверхвязкой нефти для проведения парогравитационного дренирования: добывающую 3 и нагнетательную 4. С той же площадки бурят пяти-, семи- или девятиточечный элемент вертикальных или наклонно-направленных скважин с расстоянием между скважинами L в отложения 2 вязкой или высоковязкой нефти, причем нагнетательную скважину 5 располагают в центре элемента с окружающими добывающими скважинами 6, 6', 6” и 6”', что позволяет согласно расчетам эффективно вытеснять вязкую или высоковязкую нефть к добывающим скважинам 6, 6', 6” и 6”'. Либо подбирают участок месторождения с уже пробуренными скважинами, отвечающим вышеперечисленным условиям, причем часть добывающих скважин может быть горизонтальными.

На площадке также размещают парогенератор 7, работающий на попутном нефтяном газе продукции скважин 3, 6, 6', 6” и 6”', и все необходимое оборудование для отделения нефти от воды. При этом расстояние между устьями добывающей 3 и нагнетательной 5 скважин и промежуточного оборудования 10 должно обеспечивать потерю температуры перекачиваемой воды не более чем на 10°C при любых климатических условиях данного региона. При небольшом расстоянии между устьями скважин (20-30 м) и соответственно небольшой длиной трубопроводов обеспечивается сохранность температуры воды. Также расположение всех наземных узлов системы на одной площадке позволяет свести к минимуму затраты на обустройство и эксплуатационные затраты. Расчеты показали, что потеря тепла закачиваемой воды при подходе ее к устью скважины 5 менее чем на 10°C практически не влияет на темпы отбора нефти и нефтеотдачу, тогда как при потере тепла более 10°C темпы отбора нефти и нефтеотдача начинают снижаться значительными темпами.

Из парогенератора 7 в скважину 4 закачивают пар по колонне НКТ с установленным над кровлей пласта залежи 1 пакером 8 для предотвращения ухода пара в межтрубное пространство выше кровли пласта залежи 1. Пар поступает в пласт залежи 1 сверхвязкой нефти. Осуществляют процесс парогравитационного дренирования. Разогретая сверхвязкая нефть вместе с водой поступает в добывающую скважину 3 и поднимается на поверхность по НКТ насосом 9. Далее продукция скважины 3 поступает в узел 10, представляющий собой, например, делитель фаз или бак с ультразвуковым генератором, структурирующим молекулы воды, что способствует быстрому разделению нефти и воды. Сверхвязкая нефть отделяется от воды. Попутно добываемый газ отправляют в парогенератор 7 в качестве топлива для обеспечения его работы. Горячую нефть с некоторым содержанием воды транспортируют для дальнейшей подготовки, а горячую воду закачивают через нагнетательную скважину 5 в пласт залежи 2 вязкой или высоковязкой нефти через термоизолированную НКТ 11 с установленным над кровлей пласта залежи 2 пакером 12 для предотвращения ухода горячей воды в межтрубное пространство выше кровли пласта залежи 2. Из межтрубного пространства нагнетательной скважины 5 от устья до пакера 12 откачивают воздух, создавая вакуум, что позволяет свести к минимуму потери тепла по стволу скважины до установленного пакера 12 закачиваемой горячей воды, т.к. вакуум не проводит тепло.

Горячая вода от нагнетательной скважины 5, поступая в пласт залежи 2 по системе трещин, разогревает блоки матрицы и, соответственно, вязкую или высоковязкую нефть, что способствует снижению его вязкости и лучшей фильтрации к забоям добывающих скважин 6, 6', 6” и 6”'. Насосами 13 по НКТ отбирают продукцию из скважин 6, 6', 6” и 6”', которая затем поступает в узел 14 (например, отстойник), где вязкая или высоковязкая нефть отделяется от воды. Далее нефть из узла 14 отправляют для дальнейшей подготовки, попутно добываемый газ - в парогенератор 7 в качестве топлива для обеспечения его работы. Отделенную воду из узла 14 закачивают в парогенератор 7, где производят процесс ее парообразования, отделения от примесей и доведения до степени сухости 0,6-0,8. Расчеты показали, что данная степень сухости пара обеспечивает наиболее эффективный процесс парогравитационного дренирования. Полученный пар закачивают в паронагнетательную скважину 4. Таким образом, происходит циркуляция воды для разработки двух объектов с применением тепла.

В процессе эксплуатации при излишке или недостатке воды или пара для обеспечения необходимых уровней компенсации отбора закачкой производят регулировку объемов закачки воды из отстойника 14, где нефть отделяют от воды после подъема продукции из пласта залежи 2 вязкой или высоковязкой нефти. На начальном этапе разработки при отсутствии воды в отстойнике 14 его заполняют привозимой автовозами пластовой водой того же карбонатного или терригенного коллектора, добываемой из соседних скважин.

Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения, темпов отбора нефти и экономия эксплуатационных затрат.

Пример конкретного выполнения способа

На Ашальчинском месторождении выделяют участок залежи размерами 800×600 м с сверхвязкой нефтью уфимского яруса 1 (фиг.1, 2), где ниже в структурном плане расположен участок залежи турнейского яруса 2 с вязкой нефтью.

Массивная залежь сверхвязкой нефти уфимского яруса 1 представлена терригенным типом коллектора, залегает на глубине - 80 м, вязкость нефти в пластовых условиях - 27350 мПа·с, плотность нефти в пластовых условиях - 970 кг/м3, начальная пластовая температура - 8°C, начальное пластовое давление - 0,44 МПа, пористость - 0,320, проницаемость - 2660 мД, начальная нефтенасыщенность - 0,770, средняя нефтенасыщенная толщина - 17,5 м. Массивная залежь вязкой нефти турнейского яруса 2 представлена карбонатным типом коллектора, залегает на глубине - 1209,5 м, вязкость нефти в пластовых условиях - 53,6 мПа·с, плотность нефти в пластовых условиях - 897 кг/м3, начальная пластовая температура - 23°C, начальное пластовое давление - 11,2 МПа, пористость - 0,119, проницаемость - 12,1 мД, начальная нефтенасыщенность - 0,690, средняя нефтенасыщенная толщина - 18,1 м. Участки залежей представлены чисто нефтяной зоной.

На рассматриваемом участке бурят пару горизонтальных скважин 3 и 4 в уфимском ярусе 1 для проведения парогравитационного дренирования: добывающую 3 и нагнетательную 4 с расстоянием между горизонтальными стволами 10 м. В турнейском ярусе 2 с той же площадки бурят пятиточечный элемент вертикальных скважин: одну нагнетательную скважину 5, расположенную в центре, и четыре добывающие 6, 6', 6” и 6”'. Расстояние между скважинами L=200 м (фиг.2).

На площадке также размещают парогенератор 7, работающий на попутном нефтяном газе продукции скважин 3, 6 и 6', и все необходимое оборудование для отделения нефти от воды. Расстояние между устьями добывающей 3 и нагнетательной 5 скважин и промежуточного оборудования 10 составило 12 м, потеря температуры перекачиваемой воды составляет 2-6°C (в зависимости от времени года). Общая длина площадки 25 м.

Из парогенератора 7 в скважину 4 закачивают пар с температурой 195°C по колонне НКТ с установленным над кровлей пласта залежи 1 пакером 8. Пар поступает в пласт 1 уфимского яруса. Осуществляют процесс парогравитационного дренирования. Разогретая сверхвязкая нефть с температурой 95-99°C, вязкость которой при такой температуре составляет в среднем 12 мПа·с, вместе с водой при той же температуре поступает из залежи 1 в добывающую скважину 3 и поднимается на поверхность по НКТ насосом 9. Далее продукция скважины 3 поступает в узел 10 (делитель фаз), где сверхвязкая нефть отделяется от воды. В процессе транспортировки происходит потеря тепла перекачиваемой жидкости. Горячую нефть с некоторым содержанием воды отправляют для дальнейшей подготовки, попутно добываемый газ - в парогенератор 7 в качестве топлива для обеспечения его работы, а горячую воду с температурой 89-97°C закачивают через нагнетательную скважину 5 в пласт залежи 2 турнейского яруса через термоизолированную НКТ 11 с установленным над кровлей пласта залежи 2 пакером 12. Из межтрубного пространства нагнетательной скважины 5 от устья до пакера 12 откачивают воздух, создавая в нем вакуум.

Горячая вода с температурой 89-97°C от нагнетательной скважины 5, поступая в пласт залежи 2 по системе трещин, разогревает блоки матрицы и, соответственно, вязкую нефть карбонатного коллектора, что способствует снижению ее вязкости в среднем до 8 мПа·с и, соответственно, лучшей фильтрации к забоям добывающих скважин 6, 6', 6” и 6”'. Насосами 13 по НКТ отбирают продукцию из скважин 6, 6', 6” и 6”', которая затем поступает в узел 14 (отстойник), где вязкая нефть отделяется от воды. Далее нефть из узла 14 отправляют для дальнейшей подготовки, попутно добываемый газ - в парогенератор 7 в качестве топлива для обеспечения его работы. Отделенную воду из узла 14 закачивают в парогенератор 7, где производят процесс ее парообразования, отделения от примесей и доведения до степени сухости 0,8. Полученный пар с температурой 195°C закачивают в паронагнетательную скважину 4. Таким образом происходит циркуляция воды для разработки двух объектов с применением тепла.

В процессе эксплуатации поддерживают уровень компенсации отбора закачкой 100%, при излишке или недостатке воды или пара для обеспечения необходимых уровней компенсации отбора закачкой производят регулировку объемов закачки воды из отстойника 14, где нефть отделяют от воды после подъема продукции из пласта 2 залежи вязкой нефти.

Аналогично разрабатывают всю залежь.

В таблице 1 приведены результаты расчетов по одному рассматриваемому участку:

- вариант 1 - по предлагаемому способу;

- вариант 2 - по способу, при котором добываемая из залежи сверхвязкой нефти 1 вода не используется для закачки в залежь вязкой нефти 2, а закачивается попутно добываемая (холодная) с того же пласта залежи 2;

- вариант 3, отличающийся от варианта 2 тем, что попутно добываемую из залежи 2 воду нагревают на поверхности и затем закачивают в этот же пласт.

Срок разработки ограничили 98% обводнения продукции скважин или минимально рентабельным дебитом нефти 0,5 т/сут. В результате по всем вариантам, по уфимскому ярусу, за время разработки, которое составило 41 год, было добыто 189 тыс.т нефти КИН составил 0,210 доли ед., общие затраты - 1042 млн руб., чистый дисконтированный доход (ЧДД) - 42 млн руб. Способ разработки данного объекта во всех вариантах одинаков.

По турнейскому ярусу за время разработки по предлагаемому способу (вариант 1) было отобрано 193 тыс.т нефти за 41 год, КИН составил 0,302 доли ед., общие затраты - 612 млн руб., ЧДД - 80 млн руб. При разработке согласно варианту 2 было добыто на 75 тыс.т нефти меньше по сравнению с предлагаемым способом, сроки разработки увеличились на 17 лет, КИН был получен на 0,117 доли ед. меньше, а общие затраты больше на 167 млн руб. (из которых подавляющая часть - эксплуатационные затраты в связи с большими сроками разработки), ЧДД меньше на 43 млн руб. При разработке согласно варианту 3 было добыто такое же количество нефти и за такой же срок, что и в предлагаемом способе, однако общие затраты оказались больше на 272 млн руб. (из которых практически все затраты эксплуатационные - на нагрев закачиваемой воды), ЧДД меньше на 77 млн руб.

Таким образом, за счет применения предлагаемого способа удалось повысить темпы отбора, увеличить конечный КИН в целом по участку (в сумме турнейского и уфимского ярусов) на 0,031 и снизить общие затраты на 167 млн руб. по сравнению с разработкой турнейского яруса с закачкой холодной воды и на 272 млн руб. по сравнению с закачкой горячей воды, нагреваемой на поверхности.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи, темпов отбора нефти и экономии эксплуатационных затрат.

Таблица 1
Способ разработки Объект Начальные геологические запасы нефти участка, тыс. т Вид закачиваемого агента Приемистость нагнетательной скважины, м3/сут Температура закачиваемого агента, °C Давление закачки, МПа Срок разработки, лет Накопленная закачка, тыс. м3 Накопленная добыча нефти, тыс. т Накопленная добыча жидкости, тыс. т КИН, доли ед. Капитальные затраты, млн руб. Эксплуатационные затраты, млн руб. ЧДД, млн руб.
Вариант 1 (предлагаемый способ) Уфимский ярус 1778 пар 65 195 1,4 41 473 189 1121 0,106 78 964 42
Турнейский ярус 640 горячая вода 50 89-97 14 41 921 193 775 0,302 123 489 80
Всего 2418 - - - - 41 1394 382 1896 0,158 201 1453 122
Вариант 2 Уфимский ярус 1778 пар 65 195 1,4 41 473 189 1121 0,106 78 964 42
Турнейский ярус 640 холодная вода 50 12-18 14 58 693 118 578 0,185 112 667 37
Всего 2418 - - - - 58 1166 307 1699 0,127 190 1631 79
Вариант 3 Уфимский ярус 1778 пар 65 195 1,4 41 473 189 1121 0,106 78 964 42
Турнейский ярус 640 горячая вода 50 89-97 14 41 921 193 775 0,302 125 759 3
Всего 2418 - - - - 41 1394 382 1896 0,158 203 1723 45

Способ разработки участка нефтяного месторождения, включающий бурение на залежи сверхвязкой нефти горизонтальных пар скважин для проведения парогравитационного дренирования и бурение на залежи вязкой или высоковязкой нефти, расположенной ниже в структурном плане, нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара в нагнетательные скважины парогравитационного дренирования и горячей воды в нагнетательные скважины залежи вязкой или высоковязкой нефти, отбор продукции из добывающих скважин, разделение на устье нефти и воды и повторное использование данной воды, отличающийся тем, что на залежи вязкой или высоковязкой нефти бурят вертикальные и горизонтальные добывающие скважины и вертикальные и/или наклонно-направленные нагнетательные скважины как законтурные или как центры пяти-, семи- или девятиточечных элементов с добывающими скважинами вокруг, часть из которых может отсутствовать, отбираемую горячую воду из горизонтальных добывающих скважин залежи сверхвязкой нефти, после отделения на устье от нефти, закачивают через вертикальные и/или наклонно-направленные нагнетательные скважины в залежь вязкой или высоковязкой нефти, расстояние между устьем добывающей скважины сверхвязкой нефти и нагнетательной скважины вязкой или высоковязкой нефти, а также промежуточного оборудования назначают из условия обеспечения потери температуры перекачиваемой воды не более чем на 10°C при любых климатических условиях данного региона, а отбираемую и отделенную в отстойнике от нефти воду из залежи вязкой или высоковязкой нефти подают в парогенератор, где производят процесс ее парообразования, отделения от примесей и доведения до степени сухости 0,6-0,8, и закачивают через горизонтальные нагнетательные скважины в залежь сверхвязкой нефти, формируя, таким образом, непрерывный цикл циркуляции воды для разработки двух объектов с применением тепла, при этом для обеспечения необходимых уровней компенсации отбора закачкой производят регулировку объемов закачки воды из отстойника, где нефть отделяют от воды после подъема продукции из залежи вязкой или высоковязкой нефти.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - исключение обводненности пласта и отбираемой нефти, возможность реализации способа на месторождении битума с пластами толщиной до 5-7 м, равномерность выработки месторождения, увеличение коэффициента вытеснения нефти из пласта.

Группа изобретений относится к способу и системам регулирования температуры текучих сред, добываемых из коллектора для предотвращения перегрева смежного геологического пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, снижение обводненности продукции, уменьшение объемов закачки вытесняющего агента, поддержание пластового давления и температуры в стволе добывающей скважины.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой и тяжелой нефти термическим воздействием.

Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов двухустьевыми скважинами и может быть использовано для отбора сверхвязкой нефти. Обеспечивает увеличение коэффициента вытеснения нефти из залежи, повышение надежности работы устройства, а также исключение преждевременного обводнения нефти.

Группа изобретений относится к системе и способу добычи нефти. Обеспечивает повышение нефтеотдачи пласта и производства сероуглерода.

Изобретение относится к нефтяной и газодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки и безопасности процесса.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение извлекаемых запасов за счет стабилизации теплового воздействия на пласт, возможности контроля за распределением теплоносителя в пласте и под пластом, а также за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием.

Группа изобретений относится к области добычи углеводородов водорода и/или других аналогичных продуктов. В частности, изобретения относятся к системам и способам, при которых для обработки различных подземных пластов, содержащих углеводороды, используют источники тепла.

Группа изобретений относится к разработке месторождений с помощью пара. Технический результат - создание зоны стабилизации горения, возможность управления формой пламени, более полное сгорание текучих сред, регулирование эмиссии.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное вытеснение битума и увеличение извлекаемых запасов за счет стабилизации теплового воздействия на пласт, возможности контроля за распределением теплоносителя в пласте и под пластом, а также за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием. Способ разработки изометрических залежей природного битума включает бурение теплонагнетательных скважин, закачку теплоносителя в пласт, бурение вертикальной дренажно-добычной скважины в центре залежи, обезвоживание и осушение пласта, отбор продукции из пласта. Причем бурят теплонагнетательные двухустьевые скважины горизонтально-кольцевого профиля радиусом, равным радиусу изометрической залежи. Бурение осуществляют методом колтюбинга (гибкой трубой) с оставлением гибкой трубы в скважине в качестве обсадной колонны. Гибкая труба не цементируется. Перфорацию гибкой трубы осуществляют к центру залежи и к вертикальной дренажно-добычной скважине. 3 ил.

Изобретение относится к области газовой и нефтяной промышленности и, в частности, к разработке месторождений - залежей газовых гидратов. Обеспечивает повышение эффективности добычи газа из газогидратных залежей. Сущность изобретения: способ включает создание в зоне залегания газовых гидратов неравновесных термобарических условий путем уменьшения в ней давления и/или подвода тепла, удаление газа и пластовой жидкости, образующихся из гидратов, при этом газ подвергают очистке и осушке, подачу очищенного и осушенного газа потребителю, размещение, при необходимости, в скважине локального источника нагрева. Согласно изобретению вне зоны залегания газовых гидратов формируют область пониженного давления, которая представляет собой фазный разделитель с давлением 0,3-0,5 от исходной величины давления в зоне залегания газовых гидратов и ресивер с управляемыми клапанами. Осуществляют сброс добываемого газа и пластовой жидкости в фазный разделитель пониженного давления и закачку нагретого осушенного газа в зону залегания газовых гидратов. Эти операции производят поочередно и таким образом, что инициируют в породе зоны залегания газовых гидратов тепловые барические волны, обеспечивающие уменьшение локального давления в порах породы зоны залегания газовых гидратов. 5 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Техническим результатом изобретения является учет влияния изменения напряженного состояния газоносного пласта на изменение коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны. Сущность изобретения: способ включает проводку добывающей галереи в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, бурение из добывающей галереи подземных пологонаклонных и/или горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара от поверхностной пароподающей скважины через нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины. Согласно изобретению одну нагнетательную и одну добывающую скважину объединяют в пару, представляющую отдельный дренажно-нагнетательный элемент. Траектории бурения нагнетательной и добывающей скважин в каждом дренажно-нагнетательном элементе прокладывают с учетом расположения забоев скважин на контуре участка в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев. При этом в плане траектории нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов располагают между добывающими скважинами, а устья каждой пары нагнетательных и добывающих скважин соседних дренажно-нагнетательных элементов образуют в галерее зону схождения устьев. При этом дренажно-нагнетательные элементы распределяют равномерно по всей площади участка в один или несколько ярусов в зависимости от толщины пласта. 1 пр., 4 ил.

Группа изобретений относится к системам и способам для добычи продукции из подземных пластов. Способ нагрева подземного пласта включает подведение тепла от множества нагревателей по меньшей мере к одному участку подземного пласта путем циркуляции теплопереносящей текучей среды через по меньшей мере один трубопровод по меньшей мере в одном из указанных нагревателей. При этом обеспечивают возможность для части по меньшей мере одного из указанных трубопроводов по меньшей мере одного из нагревателей перемещаться относительно устья скважины с соответствующим нагревателем с использованием одного или более скользящих уплотнений в указанном устье скважины с тем, чтобы скомпенсировать тепловое расширение трубопровода. Техническим результатом является повышение эффективности нагрева пласта. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 1 табл., 24 ил.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из коллектора. Технический результат - повышение производительности добычи углеводородов. Способ извлечения углеводородов из коллектора содержит этапы, на которых обеспечивают наличие установки, содержащей: нагнетательную скважину, снабженную двумя обсадными колоннами для нагнетания пара, каждая из которых содержит вентиль для нагнетания пара, продуктивную скважину, снабженную по меньшей мере одной обсадной колонной для извлечения углеводородов, группу измерительных датчиков, включающую в себя по меньшей мере датчики потока или давления, расположенные на поверхности в области указанных вентилей для нагнетания пара двух обсадных колонн нагнетательной скважины, по меньшей мере один насос для извлечения углеводородов, размещенный в продуктивной скважине, автомат для управления и контроля за работой установки; нагнетают пар в нагнетательную скважину; извлекают углеводороды посредством насоса продуктивной скважины; управляют скоростью насоса на основе разности между температурой, измеренной на входе насоса, и температурой испарения, рассчитанной на основе давления, измеренного на входе насоса; удерживают группу параметров в диапазоне заданных предельных значений путем регулировки частоты вращения насоса в продуктивной скважине и/или путем регулировки скорости потока нагнетаемого пара в нагнетательной скважине; сравнивают измеренные скорости потока с минимальными параметризованными значениями скорости потока; подают аварийный сигнал и/или выключают установку в случае, если измеренные значения ниже параметризованных значений. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и может быть использовано в тепловых методах добычи тяжелой нефти и, в частности, с использованием парогравитационного дренажа, паротепловой обработки скважины, циклической закачки теплоносителя. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет уменьшения капитальных затрат и энергозатрат на его реализацию. Сущность изобретения: способ включает подачу насыщенного или перегретого пара при первоначальном давлении в насосно-компрессорную трубу, размещенную в скважине нефтенасыщенного пласта, измерение температуры пара во времени на выходе из насосно-компрессорной трубы с последующим определением величины теплового потока от скважины в пласт во времени и расчетом оптимального расхода пара во времени после достижения массового паросодержания на выходе из затрубного пространства, отличного от нуля. Этим обеспечивают компенсацию теплового потока от скважины в пласт тепловой энергией, выделяемой паром в результате фазового перехода. Уменьшают текущий расход пара до оптимального значения путем уменьшения первоначального давления до величины, при которой значение температуры пара на выходе из насосно-компрессорной трубы сохраняется постоянным. 6 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.
Изобретение относится к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла для разогрева продуктивного пласта. Обеспечивает увеличение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти за счет улучшения проницаемости для сверхвязкой нефти в зоне пласта вблизи горизонтального ствола добывающей скважины, а также снижение энергетических затрат на реализацию способа. Сущность изобретения: способ включает бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающее скважины. Согласно изобретению прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения. После этого поочередно используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти. Первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 48-72 часов. Второй режим включает закачку в добывающую скважину пропиленгликоля из расчета 5 м3 на 100 м горизонтального участка добывающей скважины с содержанием основного вещества не менее 98% с выдержкой в пласте в течение 12-24 часов и одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине. Третий режим включает добычу высоковязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величина паронефтяного отношения в 1,5 раза. 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение отбора продукции пласта и коэффициента извлечения нефти по месторождению без больших затрат на прогрев зон пласта, не охваченных прогревом и добычей. Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов включает строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку месторождения сверхвязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. Наблюдательные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но выше уровня водонефтяного контакта ВНК на 0,5÷1 м. Дополнительно строят скважину между близлежащими парами горизонтальных скважин. Если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то строят дополнительную горизонтальную скважину, если больше - то вертикальную, при этом дополнительные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но не ниже уровня ВНК более чем на 0,5 м. Производят прогрев теплоносителем дополнительных скважин до создания термогидродинамической связи с близлежащими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции для обеспечения симметричного и равномерного распространения паровой камеры вокруг пар горизонтальных скважин. В качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с углеводородным растворителем, или пар с инертным газом. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а конкретно к пороховым генераторам давления, и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и газа. Обеспечивает повышение эффективности воздействия на продуктивные пласты и предотвращение выброса из скважины добываемого продукта. Сущность изобретения: по способу в предварительно заглушенную скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с приемной воронкой внизу. Воронка выполнена в виде отрезка трубы с внутренним конусом, меньший диаметр которого равен внутреннему диаметру насосно-компрессорных труб, а больший - меньше минимального проходного сечения скважины. Над приемной воронкой выше продуктивного пласта устанавливают и активируют пакер. Трубную задвижку фонтанной арматуры закрывают, устанавливают выше трубной задвижки лубрикатор с пороховым генератором давления. Геофизический кабель пропускают через сальниковое устройство, установленное выше лубрикатора. Закрывают вентиль выравнивания давления, открывают трубную задвижку. После этого спускают пороховой генератор давления на геофизическом кабеле ниже приемной воронки в интервал продуктивного пласта скважины. На спирали накаливания, установленные в пороховых зарядах, по геофизическому кабелю подают напряжение. Пороховые заряды воспламеняют, обеспечивают механическое, тепловое и физико-химическое воздействие на продуктивный пласт. После обработки продуктивного пласта делают временную выдержку. Затем на геофизическом кабеле несгоревшие части порохового генератора давления через приемную воронку поднимают в лубрикатор, перекрывают трубную задвижку, открывают вентиль выравнивания давления. Внутри лубрикатора давление выравнивают с атмосферным и отсоединяют лубрикатор. При этом приемную воронку выполняют с возможностью предохранения пакера во время горения пороховых зарядов, а временную выдержку после обработки продуктивного пласта принимают не менее пяти минут. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи нефтяной залежи, снижение вязкости нефти и увеличение коэффициента охвата пласта. В способе разработки нефтяной залежи тепловым и водогазовым воздействием, включающем бурение на участке нефтяной залежи добывающих и нагнетательных скважин, закачку через нагнетательные скважины водогазовой смеси и теплоносителя, отбор продукции через добывающие скважины, бурят вертикальные добывающие и нагнетательные скважины по рядной системе разработки, по данным бурения которых предварительно проводят расчеты оптимальных параметров закачки на тепловой гидродинамической модели. Соотношение рядов вертикальных добывающих скважин к нагнетательным выполняют как 2:1. Между рядами вертикальных добывающих скважин, где отсутствует ряд вертикальных нагнетательных скважин, бурят горизонтальные нагнетательные скважины. Горизонтальные стволы располагают параллельно друг другу и выполняют длиной (1,4-2,8)·а, где а - расстояние между вертикальными скважинами. Горизонтальные нагнетательные скважины оборудуют забойными нагревателями и ведут закачку в пласты, залегающие на глубине 700 м и более, горячей воды с температурой не менее 95°C на устье и под давлением закачки (0,45-0,85)·Рг, где Рг - вертикальное горное давление пород, а в пласты, залегающие на глубине менее 700 м, - закачку водяного пара при температуре на устье не менее 200°C и степени сухости пара 0,6-0,8. В каждую вертикальную нагнетательную скважину ведут закачку водогазовой смеси, состоящей из воды и попутного нефтяного газа, с расходом Qг=Vг/N+Qв, м3/сут, где Vг - объем добываемого попутного нефтяного газа с участка в сутки, м3, N - число вертикальных нагнетательных скважин, Qв - расход закачиваемой воды в вертикальные нагнетательные скважины, обеспечивающий 100%-ную текущую компенсацию отбора закачкой на участке, м3/сут. 2 пр., 1 ил.
Наверх