Способ разработки нефтяной залежи системой горизонтальной и вертикальной скважин с использованием термического воздействия



Способ разработки нефтяной залежи системой горизонтальной и вертикальной скважин с использованием термического воздействия
Способ разработки нефтяной залежи системой горизонтальной и вертикальной скважин с использованием термического воздействия
Способ разработки нефтяной залежи системой горизонтальной и вертикальной скважин с использованием термического воздействия
Способ разработки нефтяной залежи системой горизонтальной и вертикальной скважин с использованием термического воздействия
Способ разработки нефтяной залежи системой горизонтальной и вертикальной скважин с использованием термического воздействия
Способ разработки нефтяной залежи системой горизонтальной и вертикальной скважин с использованием термического воздействия
Способ разработки нефтяной залежи системой горизонтальной и вертикальной скважин с использованием термического воздействия
Способ разработки нефтяной залежи системой горизонтальной и вертикальной скважин с использованием термического воздействия

 


Владельцы патента RU 2550632:

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

(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.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термическим способам добычи нефти и/или битума системой вертикальных и горизонтальных скважин.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти путем внутрипластового горения (патент РФ №2087690, МПК E21B 43/243, опубл. 20.08.1997, бюл. №23), включающий создание в пласте канала сообщения между нагнетательной и добывающей скважинами, заполнение его проницаемым огнеупорным материалом, создание в канале стационарной зоны горения.

Недостатком данного способа является сложность определения границы влияния зоны горения. Проведение контроля температуры на забое добывающей скважины и анализа состава добываемой продукции с целью определения в последнем газов горения показывает лишь факт достижения границы области добывающей скважины. В этом случае изменить распространение фронта горения откачкой газов горения через добывающую скважину невозможно. Кроме того, при горизонтальном перемещении фронта горения часть разогретой нефти за счет гравитационных сил перемещается к подошве пласта, сгорает и не доходит до добывающей скважины.

Известен способ термической добычи нефти (патент РФ №2054531, МПК E21B 43/24, опубл. 20.02.1996, бюл. №5), включающий бурение вертикальных и вертикально-горизонтальных скважин, сбойку скважин гидроразрывом, розжиг нефтеносного пласта, управление противоточным перемещением очага горения по горизонтальному буровому каналу с контролем его перемещения по изменению гидравлического сопротивления канала.

Недостатком данного способа является то, что при гидроразрыве пространственное распространение трещин может привести к прорыву подошвенных вод в продуктивную часть пласта и затуханию очага горения либо опережающему прорыву фронта горения по трещине в добывающую скважину.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи с использованием термического воздействия на пласт (патент РФ №2399755, E21B 43/243, опубл. 20.09.2010, бюл.№26), включающий бурение и обустройство вертикальной и горизонтальной скважин таким образом, что забой вертикальной скважины располагают над забоем горизонтальной скважины на расчетном расстоянии по вертикали от 3 до 7 м. Создают область прогрева и обеспечивают продвижение ее по пласту параллельно стволу горизонтальной скважины за счет закачки вытесняющего агента в вертикальную скважину. Организуют отбор жидкости посредством горизонтальной скважины. Согласно изобретению в качестве агента применяют горюче-окислительную смесь - ГОС, например смесь мочевины, азотной кислоты, уксусной кислоты, воды и аммиачной селитры, горящую под действием температуры или инициатора горения - ИГ, например состава, содержащего алюминий и оксид хрома, причем до начала добычи подают ГОС и ИГ со смешением перед закачкой в пласт по вертикальной и горизонтальной скважинам для розжига и прогрева межскважинной зоны до температуры 100-200°C, в зависимости от типа ГОС и ИГ, и установления гидродинамической связи между скважинами, после чего горизонтальную скважину переводят под добычу жидкости, а в вертикальную скважину продолжают подачу ГОС и ИГ для поддержания горения и разогрева залежи до температуры самостоятельного горения ГОС - до 250-300°C, после чего подачу ИГ прекращают и продолжают закачку ГОС для поддержания продвижения горения параллельно стволу горизонтальной скважины.

Недостатком данного способа является смешение в составе продукции, добываемой с помощью горизонтальной скважины, нефти нефтяной залежи и газов горения, образующихся за фронтом горения, не являющихся ценными продуктами. Это приводит к тому, что снижается коэффициент полезного действия от работы добывающей скважины, а также увеличиваются энергетические затраты на организацию работы добывающей скважины.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются:

- достижение более высоких показателей добычи нефти уже на начальном этапе разработки;

- достижение более высоких показателей накопленной добычи нефти;

- увеличение выработанности запасов залежи.

Поставленные задачи решаются способом разработки нефтяной залежи системой горизонтальной и вертикальной скважин с использованием термического воздействия, включающим 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 ГОС и ИГ для розжига и прогрева межскважинной зоны до 100-200°C, 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.

Новым является то, что 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, причем 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.

На фиг.1 схематично изображены скважины в их конструктивном исполнении и для реализации способа и расположение движущихся вдоль ствола горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью фронта горения, зоны пара, зоны конденсации нефти и пара и образования оторочки горячей воды и легких углеводородов, зоны вала нефти с температурой, равной начальной пластовой, зоны невыработанной нефти, выжженной зоны, которые образуются в залежи при инициировании внутрипластового горения.

На фиг.2 изображен график зависимости минимальной скорости перемещения фронта горения от толщины пласта залежи, полученный в результате лабораторных исследований при максимальной температуре на фронте горения 260°C. (Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1977. С.168). На графике изображены кривые изменения минимальной скорости перемещения фронта горения при значениях концентрации топлива (кг/м3) в закачиваемой в нефтяную залежь ГОС: I - 32; II - 24; III - 20; IV - 19,2; V - 18,4.

На фиг.3 изображен график изменения температуры внутри горизонтальной скважины по зонам (см. фиг.1) для моментов времени t1<t2<t3<t4.

На фиг.4 изображено сечение А-А горизонтальной скважины (см. фиг.1).

На фиг.5 изображено сечение Б-Б горизонтальной скважины (см. фиг.1).

На фиг.6 изображено сечение В-В горизонтальной скважины (см. фиг.1).

На фиг.7 изображен график изменения годовой добычи нефти в случае разработки залежи по прототипу и по заявляемому способу.

На фиг.8 изображен график изменения накопленной добычи нефти в случае разработки залежи по прототипу и по заявляемому способу.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом.

В зависимости от геолого-физических условий залежи 1 (фиг.1) и физико-химических свойств нефти в залежи 1, темпа нагнетания ГОС и ИГ путем расчетов технологических показателей разработки, например на цифровой фильтрационной модели, при различных значениях длины горизонтального участка скважины 2 и длины зон 3, 4, 5 и 6 фильтра 7 горизонтального участка скважины 2 определяют оптимальную длину горизонтального участка скважины 2 и оптимальную длину зон 3, 4, 5 и 6 фильтра 7 горизонтального участка скважины 2. Оптимальная длина зон 3, 4, 5 и 6 фильтра 7 имеет обратную зависимость от толщины пласта залежи 1 и обратную зависимость от концентрации топлива в закачиваемой в залежь 1 ГОС (см. фиг.2). С ростом нефтенасыщенности залежи 1 (фиг.1) с минимальных значений до определенных пределов, которые зависят от других параметров залежи 1 (соотношения насыщенностей нефти, газа, воды, пористости, проницаемости) и темпа закачки в залежь 1 ГОС и ИГ, оптимальная длина зон 3, 4, 5 и 6 фильтра 7 возрастает, после достижения этого предела с дальнейшим ростом нефтенасыщенности залежи 1 оптимальная длина зон 3, 4, 5 и 6 фильтра 7 имеет тенденцию к уменьшению (Шейнман А.Б., Малофеев Г.Е., Сергеев А.И. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти. М.: Недра, 1969. С.100-102). Результаты лабораторных исследований по определению влияния на скорость продвижения фронта горения пористости, начальной нефтенасыщенности и начальной водонасыщенности залежи 1 приведены в табл.1 (Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. / Под общей редакцией В.Ю. Филановского, Э.Э. Шпильрейна. М.: Недра, 1988. С.270).

Таблица 1
Пористость, % Начальная нефтенасыщенность, % Начальная водонасыщенность, % Скорость продвижения фронта горения, см/ч
43,5 47,7 15,9 3,62
40,4 63,5 0 3,81
42,1 25,3 0 3,85
41,4 39,1 0 3,68

Рассмотрим для примера случай разделения горизонтального участка скважины 2 на четыре зоны 3, 4, 5 и 6 перфорации фильтра 7.

В подошвенной части нефтяной залежи 1 бурят и обустраивают горизонтальную скважину 2. Горизонтальный ствол горизонтальной скважины 2 разделяют на зоны 3, 4, 5, 6 по направлению от забоя к устью с помощью фильтра 7. Угловое расстояние между отверстиями фильтра 7 в различных зонах перфорации 3-6 горизонтального участка скважины 2 кратно целому кругу (360°), деленному на количество зон 3-6. Для случая четырех зон перфорации угловое расстояние равно 90°. Внутри фильтра 7 устанавливают хвостовик 8 с отверстиями, который спускают в горизонтальную скважину 2 на конце технологической колонны труб 9, причем хвостовик 8 жестко соединен с технологической колонной труб 9 с помощью ребер жесткости 10 и снабжен термопарами 11, с помощью которых осуществляется мониторинг температуры внутри зон 3, 4, 5, 6. Разделение фильтра 7 горизонтальной скважины 2 на зоны 3, 4, 5, 6 обеспечивается за счет того, что угловое расстояние между отверстиями фильтра 7, соответствующими своей зоне перфорации, кратно целому кругу, деленному на количество зон перфорации, а хвостовик 8 имеет отверстия только в одном ряду, во всех зонах 3 (фиг.5), 4 (фиг.6), 5, 6 (не показаны).

Также в нефтяной залежи 1 (фиг.1) бурят вертикальную скважину 12 таким образом, чтобы ее забой располагался над забоем горизонтальной скважины 2 на расчетном расстоянии по вертикали от 3 до 7 м.

В залежи 1 создают область прогрева за счет закачки ГОС (например, смеси мочевины, азотной кислоты, уксусной кислоты, воды и аммиачной селитры) в скважины 2 и 12, горение которой начинается под действием температуры или ИГ (например, состава, содержащего алюминий и оксид хрома). До начала добычи подают ГОС и ИГ со смешением перед закачкой в залежь 1 по горизонтальной 2 и вертикальной 12 скважинам для розжига и прогрева межскважинной зоны до температуры 100-200°C (в зависимости от типа ГОС и ИГ) и установления гидродинамической связи между скважинами 2 и 12. После чего горизонтальную скважину 2 переводят под добычу скважинной жидкости, а в вертикальную скважину 12 продолжают подачу ГОС и ИГ для поддержания горения и разогрева залежи до температуры самостоятельного горения ГОС (до 250-350°C). Затем подачу ИГ в вертикальную скважину 12 прекращают и продолжают закачку ГОС для поддержания и продвижения фронта горения вдоль ствола горизонтальной скважины 2.

По результатам измерения пластовой температуры в окрестности горизонтальной скважины 2 с помощью термопар 11 строят графики (фиг.3) распределения пластовой температуры вдоль ствола горизонтальной скважины 2 (фиг.1). Пример такого графика для моментов времени t1<t2<t3<t4 показан на фиг.3, где Т0 - начальная температура залежи, Тгор - максимальная температура, достигаемая в процессе горения в залежи 1 (в условиях Мордово-Кармальского месторождения Республики Татарстан максимальная температура горения достигает 400-600°C).

По результатам измерения температуры залежи 1 (фиг.1) в окрестности горизонтальной скважины 2 в зоне 3 с помощью термопар 11 при снижении температуры от величины, соответствующей температуре пластового горения в условиях залежи 1, до 85-95°C останавливают горизонтальную скважину 2, поворачивают технологическую колонну труб 9 с устья скважины 2 на угол, достаточный для герметичного перекрытия хвостовиком 8 отверстий фильтра 7 в зоне 3 (фиг.5) и открытия отверстий фильтра 7 (фиг.1) в зоне 4 (см. фиг.6), после чего скважину 2 (фиг.1) запускают для отбора продукции.

Аналогично в процессе работы горизонтальной скважины 2, осуществляющей отбор продукции из зоны 4, с помощью термопар 11 производят мониторинг температуры в залежи 1 в зоне 4. При снижении температуры в зоне 4 от величины, соответствующей температуре пластового горения, до 85-95°C останавливают горизонтальную скважину 2, поворачивают колонну труб 9 с устья скважины 2 на угол, достаточный для герметичного перекрытия хвостовиком 8 отверстий фильтра 7 в зоне 4 и открытия отверстий фильтра 4 в зоне 5 (не показано), после чего аналогично горизонтальную скважину 2 запускают для отбора продукции. Аналогично производят переход к отбору продукции из зоны 6 (не показано). При наличии большего количества зон также переходят к отбору продукции из последующих зон.

Характер продвижения фронта горения (на примере Мордово-Кармальского месторождения Республики Татарстан) вдоль ствола горизонтальной скважины 2 показан на фиг.1. При разработке залежи высоковязкой нефти 1 с использованием термического воздействия, организуемого с помощью вертикальной скважины 8, и использованием горизонтальной скважины 2 в качестве добывающей образуется фронт горения 13, который перемещается вдоль ствола горизонтальной скважины 2 по направлению от устья к забою, причем температура на фронте горения 13 может достигать 400°C и более. Впереди фронта горения 13 образуется область пара 14, в пределах которой наблюдается понижение температуры до 90-204°C. Впереди области пара 14 происходит конденсация нефти и пара и образуется оторочка горячей воды и легких углеводородов в области 15. В области 16 образуется вал нефти с температурой, равной начальной пластовой. Впереди вала нефти области 16 находится область невыработанной нефти 17. После прохождения фронта горения 13 позади него остается выжженная область 18, в которой практически отсутствуют углеводороды, но находятся газы горения, не представляющие собой промышленной ценности. Добыча газов горения совместно с углеводородами ведет к снижению общей суммарной добычи последних и в конечном счете снижает коэффициент нефтеизвлечения залежи. Для исключения добычи газов горения посредством горизонтальной скважины 2 по предлагаемому способу предусматривается закрытие интервалов перфорации горизонтальной скважины 2 в зонах 3, 4 и т.д., остающихся позади фронта горения 13.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом:

1. С учетом геолого-физических условий залежи 1 и физико-химических свойств нефти в залежи 1 путем расчетов технологических показателей разработки на цифровой фильтрационной модели определяют оптимальную длину горизонтального участка скважины 2 и оптимальную длину зон перфорации горизонтального участка скважины 2. С учетом соотношения оптимальной длины горизонтального участка скважины 2 и оптимальной длины зон перфорации горизонтального участка скважины 2 определяют количество зон перфорации горизонтального участка скважины 2.

2. В подошвенной части залежи 1 бурят и обустраивают горизонтальную скважину 2, причем ее горизонтальный ствол делится на зоны перфорации 3, 4, 5, 6 по направлению от забоя к устью с помощью фильтра 7, что обеспечивается за счет того, что угловое расстояние между отверстиями фильтра 7 в различных зонах перфорации 3-6 горизонтального участка скважины 2 кратно целому кругу (360°), деленному на количество зон перфорации 3-6. Для случая четырех зон перфорации угловое расстояние равно 90°. Внутри фильтра 7 напротив зон отбора продукции 3-6 устанавливают хвостовик 8, который спускают в скважину 2 на конце технологической колонны труб 9, соединенной с хвостовиком 8 с помощью ребер жесткости 10. Хвостовик 8 снабжен термопарами 11, с помощью которых производится мониторинг изменения температуры в залежи 1 в окрестности горизонтальной скважины 2.

3. Также в залежи 1 бурят вертикальную скважину 12, причем забой вертикальной скважины 12 бурят на расчетном расстоянии (от 3 до 7 м по вертикали) от забоя горизонтальной скважины 2.

4. Поворотом хвостовика 8 с устья скважины 2 устанавливают открытым фильтр 7 в зоне отбора 3.

5. В призабойную зону вертикальной 12 и горизонтальной 2 скважин по межтрубному пространству и технологической колонне труб 9 закачивают ГОС и ИГ. За счет произошедшей реакции межскважинная зона разогревается, насыщающие породы флюиды становятся более подвижными, между вертикальной 12 и горизонтальной 2 скважинами устанавливается гидродинамическая связь. При разогреве околоскважинного пространства до температуры 200°C и выше закачку состава в горизонтальную скважину 2 прекращают. Горизонтальная скважина 2 переводится под отбор жидкости.

6. После прогрева прискважинной зоны вертикальной скважиной 12 до температуры 250-350°C закачку ИГ в вертикальную скважину 12 прекращают, поскольку при данной температуре реакция ГОС происходит без присутствия ИГ.

7. В вертикальную скважину 12 продолжают закачку ГОС, из горизонтальной скважины 2 отбирают жидкость. За счет перепада давления и действия гравитационных сил продвижение фронта прогрева происходит вдоль горизонтальной скважины 2, причем разогретая нефть и пластовая жидкость стекают в нее и доставляются на поверхность.

8. В процессе термического воздействия на пласт контроль за изменением температуры в залежи 1 в окрестности скважины 2 в зоне 3 осуществляется с помощью термопар 11. На основании результатов проведенных измерений делается вывод о распределении температуры в залежи 1 вдоль ствола горизонтальной скважины 2. При снижении температуры в залежи 1 в окрестности горизонтальной скважины 2 в зоне 3 от температуры внутрипластового горения до 85-95°C горизонтальную скважину 2 останавливают, хвостовик 8 поворачивают на угол, обеспечивающий герметичное закрытие фильтра 7 в зоне 3 и открытие фильтра 7 в зоне 4, затем запускают горизонтальную скважину 2 на отбор продукции.

9. С помощью термопар 11 продолжают измерение температуры в залежи 1 в окрестности горизонтальной скважины 2 в зоне 4. При снижении температуры в залежи 1 в окрестности горизонтальной скважины 2 в зоне 4 от температуры внутрипластового горения до 85-95°C аналогично горизонтальную скважину 2 останавливают, хвостовик 8 поворачивают на угол, обеспечивающий герметичное закрытие фильтра 7 в зоне 4 и открытие фильтра 7 в зоне 5, затем дальше запускают горизонтальную скважину 2 на отбор продукции.

10. Аналогичным образом переходят к отбору продукции из зоны 6, а в случае большего числа зон деления горизонтального ствола скважины 2 с помощью фильтра 7 производят отбор продукции из последующих зон.

Пример конкретного выполнения.

Для осуществления разработки нефтяной залежи (на примере Мордово-Кармальского месторождения Республики Татарстан) по заявляемому способу выбрали участок залежи 1 с изученными геолого-физическими характеристиками, которые приведены в табл.2.

Таблица 2
Параметр Числовое значение
Средняя глубина залегания, м 88,5
Тип залежи массивный
Тип коллектора поровый
Общая площадь нефтеносности, тыс.м2 43,750
Средняя общая толщина, м 26,5
Средняя нефтенасыщенная толщина, м 9,5
Пористость, доли ед. 0,24
Нефтенасыщенность, доли ед. 0,66
Начальные балансовые запасы нефти, тыс.т 101,3508
Проницаемость по керну, мкм2 1,04
Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,97
Коэффициент расчлененности, доли ед. 1,49
Начальная пластовая температура, °C 8,0
Начальное пластовое давление, МПа 0,45
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с 6825,0
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 961,0
Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1,0
Содержание серы в нефти, % 4,7
Содержание парафина в нефти, % 1,6
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с 1,53
Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3 1006,1
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. 0,272

На основании изученных геолого-физических характеристик в программном комплексе геологического моделирования Irap RMS была построена стационарная геологическая модель залежи 1. Для проведения расчетов технологических показателей разработки ее экспортировали в термогидродинамический симулятор STARS программного комплекса CMG. [URL: http://www.petec.rii/we-suggest/software/cmg.html (дата обращения 27.11.2013)].

Основные параметры геолого-физических характеристик залежи 1 заложены в цифровой фильтрационной модели, построенной в термогидродинамическом симуляторе STARS программного комплекса CMG.

В залежи 1 пробурили горизонтальную 2 и вертикальную 12 скважины, причем горизонтальный ствол горизонтальной скважины 2 длиной 100 м расположен в подошвенной части залежи 1, а забой вертикальной скважины - над забоем горизонтальной скважины на расчетном расстоянии по вертикали 6,5 м.

Установили следующие режимы работы горизонтальной и вертикальной скважин: по способу в режиме нагнетания скважины работают с забойным давлением 0,8 МПа и объемом закачки смеси ГОС и ИГ, равным 50 м3/сутки, в режиме отбора горизонтальная скважина работает с забойным давлением 0,2 МПа.

Провели расчеты технологических показателей разработки залежи 1 горизонтальной и вертикальной скважинами в случае разработки залежи 1 по прототипу и по заявляемому способу. Путем проведения расчетов технологических показателей разработки по заявляемому способу определили, что оптимальная длина зон перфорации, на которые целесообразно разделить ствол горизонтальной скважины, равна 25 м. Соответственно, при длине горизонтального ствола горизонтальной скважины 100 м он с помощью фильтра разделяется на четыре зоны отбора продукции. Проведенные расчеты показали, что оптимально производить переход от одной зоны отбора продукции горизонтальной скважины к другой в сроки после начала разработки, которые приведены в табл.3.

Таблица 3
Зоны перехода Момент перехода после начала разработки
3→4 577 дней
4→5 768 дней
5→6 855 дней

Сопоставление значений годовой и накопленной добычи нефти по графикам, приведенным соответственно на фиг.7, 8, показывает, что при разработке залежи по заявляемому способу обеспечиваются более высокие показатели максимальной годовой добычи нефти на начальном этапе разработки, что в конечном счете ведет к более высоким значениям накопленной добычи нефти. Как видно из графиков, приведенных на фиг.7, 8, в случае разработки залежи по заявляемому способу максимальная годовая добыча нефти превышает максимальную годовую добычу нефти, соответствующую разработке по прототипу, на 95,76%, а накопленная добыча нефти к концу 16-го года разработки превышает величину накопленной добычи нефти в случае разработки залежи по прототипу на 31,94%.

Предлагаемый способ разработки позволяет обеспечить прирост максимальной годовой добычи нефти на начальном этапе примерно в 2 раза и увеличить выработанность запасов нефтяной залежи за весь период эксплуатации на 20-25% по сравнению с аналогичными способами разработки.

Способ разработки нефтяной залежи системой горизонтальной и вертикальной скважин с использованием термического воздействия, включающий 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, отличающийся тем, что 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, причем 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.



 

Похожие патенты:

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.

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.
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 нефтяной промышленности. Технический результат - обеспечение более быстрого роста средней температуры по залежи, более высокие значения добычи нефти уже на начальном этапе разработки залежи с одновременным снижением материальных затрат и повышением безопасности работ на скважинах.

Изобретение относится к области контроля за разработкой нефтяных месторождений и может быть применено при термических способах разработки нефтяных залежей. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам добычи нефти при тепловом воздействии на пласт. .

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение флюидоотдачи пласта, в том числе высоковязких нефтей и битумов. Способ разработки залежи углеводородных флюидов включает строительство добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта породы, нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукта пласта из добывающей скважины. Причем горизонтальную добывающую скважину бурят над подошвой продуктивного пласта, над горизонтальным участком добывающей скважины параллельно ей в обратном направлении на расстоянии от добывающей скважины бурят горизонтальную нагнетательную скважину. В нагнетательную скважину опускают колонну труб с заглушенным концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочих агентов, участок трубы с отверстиями с двух концов ограничивают пакерами. Производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт. Прогревают продуктивный пласт до температуры воспламенения внутрипластового углеводородного флюида. Производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, поджигают углеводородный флюид в пласте, отслеживая и поддерживая условия сохранения и распространения фронта горения, прогревают пласт между скважинами. В районе горизонтального участка добывающей скважины доводят температуру участка пласта до температуры состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта, при этом с использованием устройства контроля температуры осуществляют контроль за интенсивностью процесса горения и разогрева пласта в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемого рабочего агента. После полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают, передвигают трубу с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устья добывающей скважины не менее чем на длину расстояния между пакерами. Пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение флюидоотдачи пласта и добычи углеводородных энергоносителей. Способ разработки залежи углеводородных флюидов включает строительство добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта породы, нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукта пласта из добывающей скважины. Причем горизонтальную добывающую скважину бурят над подошвой продуктивного пласта, над горизонтальным участком добывающей скважины параллельно ей в одинаковом направлении на расстоянии от добывающей скважины бурят горизонтальную нагнетательную скважину. В нагнетательную скважину опускают колонну труб с заглушенным концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочих агентов. Участок трубы с отверстиями с двух сторон ограничивают пакерами. Затем в нагнетательную скважину через трубу с отверстиями производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт и прогревают пласт до температуры воспламенения содержащегося в пласте флюида. При этом происходит разжижение флюида с повышением его текучести. Производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент и поджигают углеводородный флюид в пласте. Отслеживая и поддерживая условия сохранения и распространения фронта горения, прогревают пласт между скважинами, в районе горизонтального участка добывающей скважины доводят температуру участка до температуры состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта. При этом с использованием устройства контроля температуры осуществляют контроль за интенсивностью процесса горения и разогрева пласта в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемого рабочего агента. После полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают, передвигают трубу с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устья добывающей скважины не менее чем на длину расстояния между пакерами. Пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к извлечению смеси углеводородов и, в частности, смеси тяжелых углеводородов из подземного пласта путем внутрипластового горения с использованием обогащенного кислородом газа. Особенностью изобретений является улавливание, по меньшей мере, части CO2 из обогащенных CO2 газов, образующихся в процессе горения. Технический результат - повышение эффективности извлечения тяжелых углеводородов с уменьшением выбросов CO2 в атмосферу. Способ, как часть изобретений, предусматривает: (i) нагнетание обогащенного кислородом газа в указанный пласт; (ii) горение указанного обогащенного кислородом газа в указанном пласте, в результате чего обеспечивают увеличение температуры, уменьшение вязкости указанной смеси углеводородов и образование обогащенного CO2 газа; (iii) извлечение указанной нагретой смеси углеводородов и деасфальтизацию указанной извлеченной смеси углеводородов в установке деасфальтизации с получением деасфальтированных углеводородов и асфальтенов; (iv) горение указанных асфальтенов, полученных в указанной установке деасфальтизации, в процессе окислительного горения с получением пара, энергии и обогащенного CO2 газа; (v) улавливание, по меньшей мере, части CO2 из указанного обогащенного CO2 газа. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 2 табл., 6 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений нефти и/или битума с использованием внутрипластового горения. Технический результат - оптимизация состава добываемой продукции за счёт снижения в нём доли газов горения. Способ включает бурение и обустройство скважины с горизонтальным участком, расположенным в нефтяной залежи, и вертикальной скважины таким образом, чтобы забой вертикальной скважины размещался над забоем горизонтальной скважины на расстоянии, исключающем прорыв окислителя в горизонтальную скважину. На горизонтальном участке скважины устанавливают фильтр с несовпадающими друг с другом продольными рядами отверстий, который разделяют на зоны отбора продукции. Внутри фильтра размещают хвостовик с продольным рядом расположенных во всех зонах отбора продукции отверстий, жёстко соединённый с технологической колонной труб и снабжённый термопарами для осуществления мониторинга пластовой температуры в окрестности горизонтальной скважины. Хвостовик спускают в скважину на конце технологической колонны труб. Поворотом колонны труб с устья скважины открывают интервал перфорации на горизонтальной скважине одновременно во всех зонах отбора продукции. Инициируют процесс внутрипластового горения с фронтом горения, движущимся вдоль ствола горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью. С помощью термопар измеряют пластовую температуру в окрестности горизонтальной скважины вдоль ствола горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью. При превышении температуры в первой зоне отбора горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью 30% от уровня температуры на движущемся фронте горения останавливают горизонтальную скважину. Это осуществляют путём поворота колонны труб с устья скважины. В результате закрывают отверстия фильтра в первой зоне отбора горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью. Оставляют открытыми отверстия фильтра в остальных зонах отбора горизонтальной скважины. Запускают горизонтальную скважину для продолжения отбора продукции. Аналогичным образом производят мониторинг пластовой температуры в окрестности горизонтальной скважины с помощью термопар. При превышении температуры во второй зоне отбора горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью 30% от уровня температуры на движущемся фронте горения останавливают горизонтальную скважину. Путём поворота колонны труб с устья скважины закрывают отверстия фильтра во второй зоне отбора горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью. При этом оставляют открытыми отверстия фильтра в третьей и последующих зонах отбора горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью. Далее запускают горизонтальную скважину для продолжения отбора продукции и аналогично последовательно закрывают другие зоны отбора до последней зоны отбора горизонтальной скважины. 1 пр., 3 табл., 10 ил.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение результативности процесса вытеснения и добычи высоковязких углеводородных флюидов - энергоносителей из месторождений, увеличение охвата пласта агентом воздействия, обеспечение контроля и регулирования внутрипластового горения и прогрева горных пород. Способ разработки залежи природных высоковязких углеводородных флюидов с использованием внутрипластового горения включает строительство горизонтальной добывающей скважины и над ней нагнетательных вертикальных скважин, причем добывающую горизонтальную скважину выполняют двухустьевой с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта. С двух сторон от двухустьевой горизонтальной добывающей скважины строят выполненные ниже кровли продуктивного пласта контрольные вертикальные скважины. Все скважины оснащают оборудованием для регистрации и показания температуры и давления. В нагнетательные скважины подают теплоноситель, прогревают прилегающие к скважинам области продуктивного пласта до температуры не менее температуры самовоспламенения продукта пласта. После прогрева подачу теплоносителя в пласт прекращают, в нагнетательные скважины подают окислитель и инициируют распространяющееся по пласту внутрипластовое горение, содержащиеся в пласте углеводородные флюиды разогревают до текучести, образующиеся продукты горения извлекают из добывающей и контрольных скважин. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение процесса флюидоизвлечения. В способе разработки залежи углеводородных флюидов осуществляют параллельное строительство в одинаковом направлении с двумя выходами на поверхность добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта породы и нагнетательной горизонтальной с двумя выходами на поверхность скважины над добывающей горизонтальной скважиной. В нагнетательную скважину с двух устьев опускают две колонны труб с заглушенными концами и выполненными на концевых участках отверстиями для закачки рабочих агентов. Участки каждой из труб с отверстиями с двух сторон ограничивают пакерами. Через трубы с отверстиями производят закачку нагретого инертного рабочего агента в продуктивный пласт, прогревают продуктивный пласт до температуры самовоспламенения внутрипластового углеводородного флюида. Производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, поджигают углеводородный флюид в пласте. Отслеживая и поддерживая внутрипластовое горение, прогревают участок между скважинами, в районе горизонтального участка добывающей скважины доводят температуру участка до температуры текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта. При этом с использованием устройства контроля температуры осуществляют контроль разогрева пласта в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемого кислородосодержащего рабочего агента. После полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают, передвигают трубы с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устьев добывающей скважины не менее чем на длину расстояния между пакерами. Пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины. 4 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение результативности флюидоизвлечения из флюидоносного пласта породы и повышение добычи углеводородных энергоносителей. Способ разработки залежи углеводородных флюидов включает строительство добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта породы, строительство нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной в одинаковом направлении на экспериментально определенном расстоянии от добывающей горизонтальной скважины, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукта пласта из добывающей скважины. При этом бурят горизонтальную нагнетательную скважину с двумя параллельно расположенными стволами, в первый ствол нагнетательной скважины опускают колонну труб с заглушенным концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочих агентов, участок трубы с отверстиями с двух концов ограничивают пакерами, производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт, прогревают продуктивный пласт до температуры самовоспламенения внутрипластового углеводородного флюида, производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, поджигают углеводородный флюид в пласте, отслеживая и поддерживая условия сохранения и распространения фронта горения, прогревают пласт между скважинами. В районе горизонтального участка добывающей скважины доводят температуру участка до температуры состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта, при этом с использованием устройства контроля температуры и давления осуществляют контроль за интенсивностью процесса горения и разогрева пласта в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемого кислородосодержащего рабочего агента. После полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают, передвигают трубу с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устья добывающей скважины не менее чем на длину расстояния между пакерами, пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок призабойных зон двух горизонтальных стволов нагнетательной скважины. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности и безопасности процесса внутрипластового горения путем создания в призабойной зоне пласта нагнетательной скважины очага горения при сохранении приемистости призабойной зоны, возможность инициирования внутрипластового горения на глубоких месторождениях с большой мощностью нефтенасыщенного пласта. Способ создания очага горения в нефтяном пласте включает прогрев призабойной зоны пласта вокруг нагнетательной скважины, подачу в призабойную зону пласта горючего материала и окислителя. Причем прогрев призабойной зоны пласта вокруг нагнетательной скважины производят до температуры, достаточной для воспламенения горючего материала в пласте при контакте с окислителем, и ведут путем нагрева горючего материала до его подачи в призабойную зону скважины без доступа воздуха. В качестве горючего материала используют растительное масло, углеводороды или их смесь. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 3 ил.
Наверх