Способ разработки залежи высоковязкой нефти



Способ разработки залежи высоковязкой нефти
Способ разработки залежи высоковязкой нефти

 


Владельцы патента RU 2596845:

Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. В способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем расположение горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин параллельно и последовательно, выполнение горизонтальных стволов верхних нагнетательных скважин короче горизонтальных стволов нижних добывающих скважин, закачку пара через верхние нагнетательные скважины и отбор продукции через нижние добывающие скважины, при последовательном расположении горизонтальные стволы скважин располагают началами друг к другу в купольной части залежи, верхние скважины выполняют короче нижних на 10-40%, части скважин от дневной поверхности до горизонтальных стволов выполняют наклонными, наклонные стволы снабжают обсадной колонной, цементируют затрубное пространство выше горизонтального ствола, а режим закачки пара через верхние нагнетательные скважины назначают в объеме 50-120 т/сут, а режим отбора продукции через нижние добывающие скважины назначают в объеме 50-150 т/сут. 1 ил., 3 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, которые оборудуют фильтрами, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину (Патент РФ №2555713, опубл. 10.07.2015).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт. Способ включает строительство горизонтальной основной добывающей скважины и расположенной выше горизонтальной нагнетательной скважины, закачку пара в горизонтальные скважины, а после создания проницаемой зоны между скважинами закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. При этом строят дополнительные горизонтальные добывающие скважины, расположенные последовательно и параллельно с основной. Причем горизонтальные добывающие скважины располагают выше водонефтяного контакта, но ниже нагнетательной скважины на 5-8 м. При этом расстояние между забоем одной горизонтальной добывающей скважины и входом в кровлю другой в горизонтальной проекции должно быть не менее 5 м. Закачку пара в добывающие скважины перед началом отбора осуществляют в объеме 2-10 т/м суммарной длины горизонтальных участков, после чего из добывающих скважин производят регулируемый отбор продукции так, чтобы забойное давление в каждой добывающей скважине было не менее пластового давления подошвенных вод (патент РФ №2496979, опубл. 27.10.2013 - прототип).

Общим недостатком известных технических решений является невысокая нефтеотдача залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем расположение горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин параллельно и последовательно, выполнение горизонтальных стволов верхних нагнетательных скважин короче горизонтальных стволов нижних добывающих скважин, закачку пара через верхние нагнетательные скважины и отбор продукции через нижние добывающие скважины, согласно изобретению при последовательном расположении горизонтальные стволы скважин располагают началами друг к другу в купольной части залежи, верхние скважины выполняют короче нижних на 10-40%, части скважин от дневной поверхности до горизонтальных стволов выполняют наклонными, режим закачки пара через верхние нагнетательные скважины назначают в объеме 50-120 т/сут, а режим отбора продукции через нижние добывающие скважины назначают в объеме 50-150 т/сут.

Сущность изобретения

Существующие способы разработки залежи высоковязкой нефти позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти. Однако запасы в купольных зонах скважин остаются невыработанными. В результате нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи высоковязкой нефти за счет выработки запасов в купольных зонах скважины. Задача решается следующим образом.

При последовательном расположении горизонтальные стволы скважин располагают началами друг к другу в купольной части залежи, горизонтальные стволы верхних скважин выполняют короче нижних на 10-40%, части скважин от дневной поверхности до горизонтальных стволов выполняют наклонными преимущественно с углом наклона к зениту от 30 до 60 градусов.

На фиг. 1 представлена схема расположения скважин в залежи высоковязкой нефти. На фиг. 1 приняты следующие обозначения: 1 - горизонтальный ствол верхней нагнетательной скважины, 2 - горизонтальный ствол нижней добывающей скважины, 3 - наклонная часть верхней нагнетательной скважины, 4 - наклонная часть нижней добывающей скважины, 5 - купольная часть залежи, 6 - краевая зона залежи.

Пар закачивают через горизонтальные стволы верхних нагнетательных скважин по следующему режиму: 50-120 т/сут. При этом в купольной части создается большая область прогретой паровой зоны повышенного давления, вытесняющая нефть к горизонтальным стволам скважин, посредством которых производят отбор продукции по режиму: 50-150 т/сут. Наклонные стволы скважин, проходящие через купольную часть залежи, служат как бы проводниками распространения тепла и проводниками распространения пара в купол залежи. В результате прогрев купола улучшается, повышается охват залежи воздействием, повышается нефтеотдача залежи.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Разрабатывают залежь высоковязкой нефти со следующими характеристиками: глубина 120 метров, пластовая температура 8°C, пластовое давление 0,8 МПа, пористость 34%, проницаемость 1,3 мкм2, нефтенасыщенность 70%, толщина продуктивного пласта 12 метров. Коллектор терригенный. Вязкость нефти 18260 мПа*с, плотность нефти 0,960 г/см3.

Через купольную часть залежи бурят нижнюю добывающую скважину на глубину 130 м на 2 м выше водонефтяного контакта. Наклонный ствол скважины диаметром 244,5 мм выполняют под углом к зениту порядка 45° длиной 250 м до выхода на горизонталь в продуктивном пласте. Осуществляют проводку горизонтального ствола длиной 500 м и диаметром 168 мм. Наклонный ствол снабжают обсадной колонной диаметром 244,5 мм, цементируют затрубное пространство выше горизонтального ствола. Фильтр из перфорированных труб спускают в горизонтальный ствол скважины. В горизонтальный ствол скважины спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм с насосом.

Через купольную часть залежи бурят верхнюю нагнетательную скважину. Наклонный ствол скважины диаметром 244,5 мм выполняют углом к зениту порядка 45° длиной 250 м до выхода на горизонталь в продуктивном пласте. На глубине 125 м, т.е. на 5 м выше ствола добывающей скважины, осуществляют проводку горизонтального ствола длиной 400 м (на 20% короче нижнего горизонтального ствола) и диаметром 168 мм. Наклонный ствол снабжают обсадной колонной диаметром 244,5 мм, цементируют затрубное пространство выше горизонтального ствола. Фильтр из перфорированных труб спускают в горизонтальный ствол скважины. В горизонтальный ствол скважины спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм.

Аналогично бурят пару скважин через купольную часть залежи с размещением каждого горизонтального ствола последовательно горизонтальному стволу соответствующей пробуренной ранее скважины с расположением горизонтальных стволов скважин началами друг к другу в купольной части залежи.

Проводят закачку теплоносителя (пара) в пласт через верхние нагнетательные скважины, через колонну насосно-компрессорных труб и отверстия фильтра по режиму: 80 т/сут. Отбирают продукцию через нижние добывающие скважины, фильтр в горизонтальном стволе по режиму: 80 т/сут. Выполняют подачу продукции к устью скважины по колонне насосно-компрессорных труб с насосом.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Осуществляют проводку горизонтального ствола верхней скважины длиной 450 м (на 10% короче нижнего горизонтального ствола). Наклонный ствол верхней скважины выполняют под углом к зениту порядка 30°. Проводят закачку теплоносителя (пара) в пласт через верхние нагнетательные скважины, через колонну насосно-компрессорных труб и отверстия фильтра по режиму: 120 т/сут. Отбирают продукцию через нижние добывающие скважины, фильтр в горизонтальном стволе по режиму: 150 т/сут.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. Осуществляют проводку горизонтального ствола верхней скважины длиной 300 м (на 40% короче нижнего горизонтального ствола). Наклонный ствол верхней скважины выполняют под углом к зениту порядка 60°. Проводят закачку теплоносителя (пара) в пласт через верхние нагнетательные скважины, через колонну насосно-компрессорных труб и отверстия фильтра по режиму: 50 т/сут. Отбирают продукцию через нижние добывающие скважины, фильтр в горизонтальном стволе по режиму: 50 т/сут.

В результате удается прогреть продуктивный пласт на всю толщину и отобрать из залежи дополнительные запасы нефти. Нефтеотдача залежи увеличивается на 3% и составляет 39,8%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий расположение горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин параллельно и последовательно, выполнение горизонтальных стволов верхних нагнетательных скважин короче горизонтальных стволов нижних добывающих скважин, закачку пара через верхние нагнетательные скважины и отбор продукции через нижние добывающие скважины, отличающийся тем, что при последовательном расположении горизонтальные стволы скважин располагают началами друг к другу в купольной части залежи, верхние скважины выполняют короче нижних на 10-40%, части скважин от дневной поверхности до горизонтальных стволов выполняют наклонными, наклонные стволы снабжают обсадной колонной, цементируют затрубное пространство выше горизонтального ствола, а режим закачки пара через верхние нагнетательные скважины назначают в объеме 50-120 т/сут, а режим отбора продукции через нижние добывающие скважины назначают в объеме 50-150 т/сут.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газовой отрасли и связано с проблемой обеспечения эффективной доразработки водоплавающих залежей с остаточными запасами низконапорного газа.

Изобретение относится к технологии разработки нефтяных пластов с помощью нефтедобывающих и нагнетательных скважин. Способ может быть использован на нефтяных месторождениях, где добыча нефти из пластов ведется методом вытеснения нефти закачиваемым агентом, в частности - водой.

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности и может быть использовано при кустовом бурении глубоких наклонно-направленных скважин на нефть и газ на суше.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов. Технический результат - повышение эффективности обработки скважины.
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к бурению нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин и вторых стволов с горизонтальным окончанием.

Изобретение относится к способам разработки залежей высоковязкой нефти. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче газа при эксплуатации морских и шельфовых месторождений, включая и арктическую зону.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи при уменьшении количества пробуренных на залежи скважин, снижение затрат на разработку залежи.

Изобретение относится к области разработки нефтяных пластов с неколлекторской зоной путем вытеснения нефти с помощью нефтедобывающих и нагнетательных скважин. Технический результат - повышение эффективности разработки.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к средствам направленного бурения и корректировки траектории скважины. Техническим результатом является обеспечение предотвращения прямых или косвенных пересечений стволов скважины.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для нагревания высоковязкой и парафинистой нефти непосредственно в скважине. Скважинный подогреватель содержит корпус, состоящий из наружной и внутренней стенок, установленных коаксиально с кольцевым зазором и образующих полость для греющего теплоносителя, подводящего и отводящего коллектора с патрубками.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для нагревания высоковязкой и парафинистой нефти непосредственно в скважине. Устройство для предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых и гидратных отложений в нефтяных скважинах содержит теплогенератор, соединенный с помощью всасывающего и напорного трубопровода циркуляционного насоса со скважинным подогревателем, который является составной частью насосно-компрессорной трубы.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована для добычи трудноизвлекаемой высоковязкой нефти. Технический результат - упрощение технологии работы и структуры подземного оборудования, повышение нефтеотдачи пласта, снижение стоимости бурения скважин.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей и горной промышленности и, в частности, к интенсификации нефтегазовых скважин и дегазации угольных пластов. Технический результат - повышение эффективности способа и надежности работы устройства.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение производительности нефтеизвлечения из продуктивного пласта с одновременным снижением энергозатрат.

Группа изобретений относится к способу и устройству для добычи углеводородсодержащего вещества из резервуара. Способ для добычи углеводородсодержащего вещества, в частности битума или тяжелой фракции нефти, из резервуара, причем резервуар нагружается тепловой энергией для снижения вязкости вещества, для чего предусмотрены по меньшей мере два проводящих шлейфа для индуктивного обтекания током в качестве электрического/электромагнитного нагрева.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение геологических условий применения устройства, повышение надежности, успешности и эффективности обработки призабойной зоны скважины, упрощение конструкции и изготовления устройства.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождения.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и предназначена для теплового воздействия на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью, в том числе для снижения выпадения асфальтосмолопарафиновых веществ при отборе разогретой высоковязкой нефти и разрушения эмульсии.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования притока в добычной трубопровод. Клапан или устройство управления потоком для управления на основе эффекта Бернулли потоком флюида от одного пространства или области к другой, в частности для управления потоком флюида, такого как нефть и/или газ, содержащего воду, из нефтяного или газового коллектора в добычной трубопровод скважины в нефтяном и/или газовом коллекторе, от впускного отверстия на стороне впуска к выпускному отверстию на стороне выпуска устройства.

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую нефть. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти, снижение расхода энергоресурсов, уменьшение затрат на прокачку и потери, связанные с выбросом избыточного тепла в атмосферу. В способе разработки залежи тяжелой нефти, включающем бурение добывающих и нагнетательных скважин и закачку в пласт метансодержащего газа, в котором добываемый газ после сепарации обратно закачивают в пласт, перед закачкой добываемого газа в пласт проводят его каталитическую конверсию с получением нагретого метансодержащего газа, содержащего водяной пар, диоксид углерода и водород. 6 з.п. ф-лы, 1 ил., 6 табл.
Наверх