Способ разработки месторождений нефти с газовой шапкой и низкой пластовой температурой


 


Владельцы патента RU 2537721:

Кайгородов Сергей Владимирович (RU)

Изобретение относится к области разработки нефтяной залежи с газовой шапкой, предпочтительно на начальной стадии разработки нефтяной залежи. Изобретение применимо на месторождениях с низкой пластовой температурой. Обеспечивает уменьшение опасности прорыва попутного нефтяного газа из газовой шапки в добывающие скважины, повышение коэффициента извлечения нефти, сокращение времени разработки месторождения. Сущность изобретения: бурят скважины в областях расположения газовой шапки, производят закачку холодной воды в пласт в интервале газовой шапки в объеме, достаточном для достижения или поддержания в пласте за счет закачки холодной воды необходимых термобарических условий для образования газовых гидратов и блокирования ими газовой шапки от нефтяной части залежи. На следующем этапе осуществляют разбуривание месторождения и добычу нефти из нефтяной зоны, поддерживая пластовое давление и температуру в залежи на уровне, необходимом для стабильного существования газогидратов. После выработки запасов нефтяной части залежи производят снижение пластового давления или повышение пластовой температуры для разложения гидратов и добычи попутного нефтяного газа из газовой шапки.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с газовой шапкой, предпочтительно на начальной стадии разработки нефтяной залежи. Способ применим на месторождениях с низкой пластовой температурой.

При разработке месторождений с газовой шапкой существует опасность прорыва газа в добывающие скважины, в результате чего дебит нефти скважин снижается, блокируется часть нефтяной залежи, снижается коэффициент извлечения нефти и увеличивается время разработки месторождения.

Известен способ разработки нефтяной залежи на ранней стадии, включающий отбор нефти через добывающие скважины, анализ свойств пластовых флюидов по залежи, границ водонефтяной зоны и зоны неколлектора, заключение о наличии двух залежей при качественной разнице в свойствах пластовых флюидов, определение предполагаемой границы одной залежи, ограничивая ее по границе водонефтяной зоны и предполагаемой границе между залежами, определение направления простирания нефтяной залежи в сторону зоны неколлектора с учетом направления простирания нефтяных залежей региона, эксплуатацию существующих на залежи скважин как добывающих с постепенным переводом части скважин в нагнетательные, формирование направления нагнетательных рядов, максимально приближая к направлению, перпендикулярному длинной оси новой залежи, размещение новой сетки скважин в соответствии с вновь определенным направлением залежи, эксплуатацию скважин как добывающих с постепенным переводом части скважин в нагнетательные, новый анализ свойств флюидов по залежи и границы водонефтяной зоны и зоны неколлектора, уточнение новой границы залежи и ее направления [1]. Основным недостатком способа является необходимость проведения значительного количества мероприятий для уточнения системы разработки и оптимального размещения скважин.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с газовой шапкой, включающий бурение наклонно направленных нагнетательных, добывающих и газовых скважин, закачку воды в нефтяной пласт через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку попутного нефтяного газа в газовую шапку над залежью нефти через газовые скважины [2]. Недостатками способа являются низкий коэффициент извлечения нефти из-за образования оторочек с высокими остаточными запасами нефти, образование газовых конусов в призабойной зоне пласта добывающих скважин, а также повышение опасности прорыва газа из газовой шапки в добывающие скважины.

Целью изобретения является изоляция попутного нефтяного газа газовой шапки для уменьшения опасности его прорывов в добывающие скважины.

Поставленная цель достигается посредством закачки холодной воды в газовую шапку для образования газовых гидратов, блокирующих газовую шапку от нефтяной зоны. Образование гидратного экрана, отделяющего газовую шапку от нефтяной зоны, происходит за счет взаимодействия попутного нефтяного газа из газовой шапки с холодной водой в условиях низкой пластовой температуры и достаточного пластового давления. Кроме того, за счет закачки воды в пласт также происходит повышение пластового давления, облегчающее гидратообразование.

Техническими результатами, достигаемыми при использовании настоящего изобретения являются:

уменьшение опасности прорыва попутного нефтяного газа из газовой шапки в добывающие скважины;

повышение коэффициента извлечения нефти;

сокращение времени разработки месторождения.

Для осуществления изобретения производят бурение скважин в областях расположения газовой шапки. Далее производят закачку холодной воды в пласт в интервале газовой шапки в объеме, достаточном для блокирования газовыми гидратами газовой шапки от нефтяной части залежи. Для образования гидратов необходимо поддержание либо достижение за счет закачки воды необходимых термобарических условий в пласте, определяемых лабораторным путем и зависящих от состава попутного нефтяного газа из газовой шапки. После образования газовых гидратов, блокирующих газовую шапку от нефтяной зоны залежи, осуществляют разбуривание месторождения и добычу нефти из нефтяной зоны. При этом важным условием является поддержание пластового давления и температуры в залежи на уровне, необходимом для стабильного существования газогидратов. После выработки запасов нефтяной части залежи производят снижение пластового давления или повышение пластовой температуры для разложения гидратов и добычи попутного нефтяного газа из газовой шапки.

Источники информации

1. Патент РФ №2096606, Е21В 43/30, 43/20, 20.11.1997.

2. Щелкачев В.Н. Состояние добычи нефти и внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов за рубежом. Серия "Нефтепромысловое дело", М.: ВНИИОНГ, 1985, с.19-26.

Способ разработки месторождений нефти с газовой шапкой и низкой пластовой температурой, включающий бурение скважин в областях расположения газовой шапки, закачку холодной воды в пласт в интервале газовой шапки в объеме, достаточном для достижения или поддержания в пласте за счет закачки холодной воды необходимых термобарических условий для образования газовых гидратов и блокирования ими газовой шапки от нефтяной части залежи, последующее разбуривание месторождения и добычу нефти из нефтяной зоны с поддержанием пластового давления и температуры в залежи на уровне, необходимом для стабильного существования газовых гидратов, осуществление после выработки запасов нефтяной части залежи снижения пластового давления или повышения пластовой температуры для разложения газовых гидратов и добычи попутного нефтяного газа из газовой шапки.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к способам и системам для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных пластов. Способ нагрева подземного пласта характеризуется тем, что вводят расплавленную соль в первый канал нагревателя типа «труба в трубе» в первом месте.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи.

Группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке нефтяных или битумных месторождений, освоению и ремонту скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородного нефтяного месторождения. Технический результат - увеличение охвата неоднородного месторождения воздействием, снижение обводненности добываемой продукции, выравнивание проницаемости месторождения, повышение коэффициента конечной нефтеотдачи.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и в частности к термошахтным способам добычи высоковязкой нефти. Обеспечивает снижение затрат на проходку горных выработок и улучшение температурного режима в горных выработках.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти с использованием тепловых методов воздействия на залежь.

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности. Технический результат - повышение степени извлечения вязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи нефтяной залежи, снижение вязкости нефти и увеличение коэффициента охвата пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а конкретно к пороховым генераторам давления, и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и газа.

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.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с подстилающей или краевой водой предпочтительно на начальной стадии разработки нефтяной залежи. Изобретение применимо на месторождениях с низкой пластовой температурой. Технический результат - уменьшение опасности прорыва пластовой воды в добывающие скважины, повышение коэффициента извлечения нефти, сокращение времени разработки месторождения. По способу осуществляют бурение скважины в областях расположения водонасыщенной части залежи. Производят закачку газа в пласт в интервале ниже водонефтяного контакта. Закачку производят в объеме, достаточном для достижения или поддержания в пласте за счет закачки газа необходимых термобарических условий для образования газовых гидратов и блокирования ими пластовой воды от нефтяной части залежи. На следующем этапе осуществляют разбуривание месторождения и добычу нефти из нефтяной зоны. При этом, поддерживают пластовое давление и температуру в залежи на уровне, необходимом для стабильного существования газовых гидратов. После выработки запасов нефти при необходимости производят снижение пластового давления или повышение пластовой температуры для разложения газовых гидратов и добычи закачанного ранее газа.

Группа изобретений относиться к добыче вязких углеводородов из подземного коллектора. Технический результат - повышение нормы отбора нефти, повышение качества нефти, возможность эксплуатировать недоступные напрямую с поверхности коллекторы при умеренной стоимости способа разработки. Способ добычи нефти с помощью внутрипластового горения для снижения вязкости нефти включает следующие операции: использование по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей по существу вертикальной участок, идущий вниз в указанный коллектор, и имеющей участок горизонтальной ветви, находящийся во флюидной связи с указанным вертикальным участком и идущий горизонтально наружу от него, причем указанный участок горизонтальной ветви закончен относительно низко в коллекторе; использование по меньшей мере одной нагнетательной скважины в области между противоположными концами указанного участка горизонтальной ветви и со смещением от указанного участка горизонтальной ветви, расположенной по существу непосредственно над указанным участком горизонтальной ветви и при вертикальном совмещении с ним, для нагнетания окисляющего газа в указанный коллектор над указанным участком горизонтальной ветви и в область между взаимно противоположными концами указанного участка горизонтальной ветви; нагнетание окисляющего газа через указанную по меньшей мере одну нагнетательную скважину и инициирование горения углеводородов в указанном коллекторе поблизости от указанной нагнетательной скважины с созданием по меньшей мере одного или нескольких фронтов горения над указанным участком горизонтальной ветви, причем указанные один или несколько фронтов горения вызывают снижение вязкости нефти в указанном коллекторе и ее стекание вниз в указанный участок горизонтальной ветви; создание условий для того, чтобы имеющие высокую температуру газообразные продукты сгорания вместе с указанной нефтью пониженной вязкости накапливались вместе в указанном участке горизонтальной ветви; подъем указанных имеющих высокую температуру газов и нефти на поверхность; отделение у пятки указанной горизонтальной скважины или на поверхности нефти от имеющих высокую температуру газообразных продуктов сгорания. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 5 ил., 2 табл.

Изобретение относится к области добычи газа, нефти и выщелачиванию микроэлементов из сланцевых месторождений и может быть использовано для разработки сланцевых месторождений, максимально приближенных к развитым инфраструктурам мегаполисов. Обеспечивает повышение эффективности разработки сланцевых месторождений в районах с развитой инфраструктурой мегаполисов за счет повышения экологической безопасности и экономической эффективности. Сущность изобретения: способ заключается в разделении разведанного рудного поля на изолированные друг от друга целиками блоки. В центральной части каждого блока по подошве залежи месторождения размещают две горизонтальные скважины в качестве минных камер, в которых устанавливают с обеспечением воздушного зазора взрывной заряд из чередующихся заряженных взрывчатым веществом и пустых, разделяющих заряд на отдельные части, негерметичных контейнеров, закрепленных у устья скважины на тросе. Контейнеры снабжают по всей длине зарядного состава магистральными детонирующими шнурами, соединенными между собой у устья скважины, и с электродетонаторами с замкнутыми проводниками. Рабочий конец контейнеров, заполненных взрывчатыми веществами, выполняют с кумулятивной выемкой. Второй конец заглушают. Для снижения сейсмического воздействия взрыва указанные контейнеры снабжают детонаторами короткозамедленного действия, смонтированными на отрезке детонирующего шнура, находящегося во внутренней полости контейнера. При этом отвод одного из указанных детонаторов подсоединяют к основной магистральной линии детонирующего шнура. Отвод второго детонатора присоединяют к дублирующей линии. Добычные вертикальные скважины размещают по контуру блоков модуля и оборудуют вихревыми насосами «Хобот-Торнадо» с фонтанно-эрлифтными трубами, обеспечивающими работу насоса. Разработку месторождения производят по трехстадийной модульной схеме, последовательно переходя в изолированные целиками соседние блоки. На первой стадии производят минный разрыв пластов с последующим отбором газа и газоконденсата посредством добычных скважин. На второй стадии производят термообработку разорванных пластов путем подачи под давлением не менее 2,0 МПа высокотемпературных продуктов сгорания через вертикальные части горизонтальных скважин в подошвенную часть пласта с последующим извлечением расплавленных твердых и вязких органических составляющих. На третьей стадии через вертикальную часть горизонтальных скважин закачивают в полость пласта щелочной раствор с целью выщелачивания зольных сланцевых пластов для извлечения редкоземельных составляющих. 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения нефти, обладающей аномально высокой вязкостью. Технический результат - повышение коэффициента извлечения пластовой нефти на 7-9%, равномерный прогрев пласта по высоте. Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти включает закачку теплоносителя в нефтяной пласт через вертикальные нагнетательные скважины, отбор пластовой жидкости через восходящие и горизонтальные добывающие скважины, пробуренные из буровой галереи нефтяного пласта, при этом в буровой галерее устья добывающих скважин верхних и нижних ярусов соединяют попарно трубопроводами с запорной арматурой, а добычу пластовой жидкости ведут в циклическом режиме, добывающие скважины верхнего яруса используют в нагнетательном режиме до момента заполнения пластовой жидкостью скважины нижнего яруса, а в добывающем - до момента минимального или полного истечения пластовой жидкости. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термическим способам добычи высоковязкой нефти или битума. Способ разработки месторождения нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины включает строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину. Снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны отбора продукции. Перед началом отбора с постоянным снятием термограммы в нижнюю горизонтальную скважину также закачивают теплоноситель до прогрева слоя месторождения между скважинами. После чего снимают термограммы по горизонтальным стволам обеих скважин, определяя интервал с максимальной температурой между скважинами. Затем извлекают измерительные приборы, закачивают теплоноситель в нагнетательную скважину и спускают насос в данный интервал добывающей скважины, добывают продукцию насосом до появления гидродинамической связи между скважинами. Извлекают насос из добывающей скважины, спускают в нее насос с оптико-волоконным кабелем для контроля термограммы по всей длине добывающей скважины и для контролируемого перемещения насоса в менее прогретые интервалы в ходе добычи нефти или битума. Использование данного способа позволяет увеличить коэффициент нефтеизвлечения и максимальный дебит за счет равномерного прогрева паровой камеры при использовании стандартного оборудования. 1 ил.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче нефти из подземных нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет выравнивания приемистости подземных неоднородных формирований со значительными температурными градиентами. По способу предусматривают использование по меньшей мере одной добывающей и одной нагнетательной скважин. Анализируют распределение температур в зоне между нагнетательной и добывающей скважинами. При распределении температур в зоне месторождения между нагнетательной и добывающей скважинами таким образом, что минимальная температура не менее 20°С, максимальная температура не более 320°С, а их разность составляет по меньшей мере 20°С, закачивают в нефтяное месторождение через нагнетательную скважину водные гелеобразующие препараты, содержащие воду и один или несколько химических компонентов. Обеспечивают возможность этих препаратов после закачивания в месторождение под действием температуры последнего образовывать гели. Упомянутые препараты принимают отличными друг от друга типом и/или концентрацией содержащихся в них химических компонентов. Химические компоненты и/или их концентрацию выбирают таким образом, чтобы температура гелеобразования и/или время гелеобразования второй и при необходимости любой другой закачиваемой порции отличались от соответствующих параметров закачанной перед этим порции. 18 з.п. ф-лы, 7 ил., 4 табл.

Изобретение относится к области добычи нефти и, в частности, к стимулированию ее добычи. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти на выработанных месторождениях с повышением безопасности добычи. Способ предусматривает использование водных растворов бинарных смесей - неорганической или органической селитры и нитрита или гидрида щелочного металла, закачиваемых по отдельным каналам. Способ включает монтаж оборудования в скважинах на выбранном участке месторождения. Каждую скважину оснащают устройствами для контроля температуры, давления и состава продуктов реакций в режиме реального времени. Предварительно осуществляют нагрев участков пласта около скважины объемом не менее 20 м3 до температуры не менее 100°C путем закачки не менее 2 т реагентов бинарной смеси. Осуществляют циклический нагрев части пласта около скважины объемом не менее 100 м - массой не менее 250 т до температуры не менее 140°C за счет реакции не менее 12 т реагентов бинарной смеси. При этом обеспечивают первый уровень взрывобезопасности в стволе скважины путем чередования в канале закачки порций раствора селитры, массой не более 1 т каждая, с порцией технической воды не менее 0,05 т каждая. Второй уровень взрывобезопасности в стволе скважины обеспечивают путем непрерывных контроля и регулирования процесса реакции с ограничением температуры в стволе скважины ниже предвзрывной. Эту температуру определяют по появлению признаков самоускорения реакции на регистрируемых кривых зависимости температуры и давления от времени. При этих признаках прекращают закачку инициатора разложения селитры в скважину. В последующем осуществляют закачку раствора селитры массой не менее 10 т в предварительно нагретый пласт. При этом реализуют третий уровень взрывобезопасности в процессе реакции в пласте, катализируемой теплом, накопленным в предыдущих циклах. Третий уровень взрывобезопасности обеспечивают отношением массы селитры, закачиваемой в поры и трещины пласта, к массе породы. Соотношение составляет, преимущественно, 1 к 20. Низкую, близкую к нулю вероятность взрыва смеси обеспечивают 95 мас.% породы и 5 мас.% селитры. Закачку реагентов на всех циклах проводят при непрерывном контроле температуры в зоне реакции, давления и температуры в районе пакера и в процессе закачки реагентов с целью своевременного прекращения реакции при выходе параметров реакции за пределы допустимых режимов. 3 з.п. ф-лы.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована для добычи нефти и газа при разработке сланцевых нефтегазоносных залежей. Технический результат - снижение общего объема работ по бурению добычных скважин при освоении сланцевых залежей. По способу осуществляют капитальные горные работы по вскрытию и созданию каналов доступа к продуктивному пласту залежи. Осуществляют подземные горно-подготовительные и эксплуатационные работы по скважинной добыче сланцевых нефти и газа с использованием многоступенчатого гидроразрыва пласта или теплового воздействия на пласт. Вскрытие сланцевой нефтегазосодержащей залежи осуществляют вертикальными шахтными стволами. Подготовку продуктивного пласта к добыче углеводородов осуществляют подземными горно-подготовительными выработками, размещенными ниже водоносных горизонтов покрывающих горных пород над сланцевыми породами залежи. Добычу углеводородов осуществляют выемочными блоками подземных добычных скважин с протяженными в пласте горизонтальными участками. Добычные скважины бурят из подземных камер, сооружаемых в основных горно-подготовительных выработках. Перед полным гидроразрывом пласта в добычных скважинах осуществляют малый диагностический гидроразрыв пласта в скважинах малого диаметра, буримых из основных горноподготовительных выработок на всю мощность продуктивного пласта вкрест его простирания. Продукцию добычных скважин в околоствольном дворе разделяют на сланцевый газ и сланцевую нефть. Сланцевую нефть выдают на поверхность для дальнейшей подготовки к отправке потребителям. Сланцевый газ сжигают в котле околоствольной теплогенерирующей установки для производства водяного пара или горячей воды, используемых для выработки электрической энергии или теплового воздействия на продуктивный пласт залежи для повышения интенсивности и величины нефтеотдачи. 2 н.п. ф-лы, 11 ил.

Группа изобретений относится к области газодобычи и конкретно к выделению и сбору природного газа из залежей газогидратов, локализованных в придонных участках океанического шельфа и в зоне вечной мерзлоты. Технический результат - повышение эффективности извлечения газа за счет снижения энергетических, материальных и финансовых затрат на осуществление технологического процесса и минимизации потерь товарного продукта. По способу осуществляют доставку окислителя и топлива в газогенератор. Сжигают топливо в газогенераторе с получением потока содержащих диоксид углерода горячих газов, воздействующих на газогидрат с получением вытесненного газа. Осуществляют сбор вытесненного газа на поверхности. При этом газогидрат диспергируют. Для получения потока содержащих диоксид углерода горячих газов используют систему газогенераторв. Эта система включает как минимум одну пару газогенераторов, ориентированных антисимметрично относительно друг друга так, что истекающие из них в противоположных направлениях потоки горячих газов, воздействующих на газогидрат, одновременно приводят во вращательное движение турбину с установленными на общем с ней валу устройством для диспергирования газогидрата. Имеется вентиляторное лопаточное устройство. Его вращение обеспечивает направленный транспорт снизу вверх вытесненного газа и неразложившегося диспергированного газогидрата. Их подвергаются в процессе транспорта разложению с образованием дополнительного количества вытесненного газа. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 1 ил.

(57) Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - оптимизация работы горизонтальной скважины, снижение энергетических затрат на ее эксплуатацию, увеличение ширины полезной зоны охвата влияния добывающей горизонтальной скважины, снижение доли газов в составе добываемой продукции, увеличение выработанности запасов нефтеносной залежи. Способ разработки нефтяной залежи системой горизонтальной и вертикальной скважин с использованием термического воздействия включает бурение и обустройство горизонтальной и вертикальной скважин таким образом, что забой вертикальной скважины располагают над забоем горизонтальной скважины на расчетном расстоянии по вертикали от 3 до 7 м, создание области прогрева за счет закачки в скважины горюче-окислительной смеси ГОС и инициатора горения ИГ для розжига и прогрева межскважинной зоны до 100-200°С в зависимости от типа ГОС и ИГ и установления гидродинамической связи между скважинами, перевод горизонтальной скважины под добычу жидкости насосом с продолжением подачи ГОС и ИГ в вертикальную скважину для поддержания горения и разогрева залежи до температуры 250-350°C - самостоятельного горения ГОС, после чего подачу ИГ прекращают и продолжают закачку ГОС для поддержания и продвижения горения вдоль ствола горизонтальной скважины. Горизонтальную скважину при строительстве оборудуют фильтром с несколькими зонами по длине горизонтального участка. Перед спуском насоса в горизонтальную скважину спускают хвостовик, оснащенный внутри термопарами для контроля температуры внутри скважины напротив зон фильтра и выполненный с возможностью при повороте последовательного открытия только одной из зон и закрытия зон фильтра от забоя к устью. Зона, прилегающая к забою, первоначально открыта. После инициации горения при снижении в этой зоне температуры с максимальной, достигаемой в процессе горения в условиях залежи, до 85-95°C отбор продукции насосом прекращают, хвостовик с устья поворачивают на заданный угол, обеспечивающий закрытие забойной зоны и открытие следующей, используемой для дальнейшего отбора продукции насосом. После изменения в ней температуры с максимальной, достигаемой в процессе горения в условиях залежи, до 85-95°C эту зону поворотом хвостовика перекрывают, открывая следующую от забоя зону, и так аналогично последовательно открывая и закрывая зоны до последней зоны от забоя фильтра. 1 пр., 3 табл., 8 ил.
Наверх