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.
