Способ разработки залежи высоковязкой нефти



Способ разработки залежи высоковязкой нефти
Способ разработки залежи высоковязкой нефти

 


Владельцы патента RU 2599124:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. В способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем расположение горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин параллельно и последовательно, выполнение верхних нагнетательных скважин короче 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%, при этом части скважин над горизонтальными стволами выполняют наклонными, а закачку пара через нагнетательные скважины ведут через наклонные и горизонтальные части скважин. 1 ил., 1 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, включающий 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 верхних нагнетательных скважин короче 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%, при этом части скважин над горизонтальными стволами выполняют наклонными, а закачку пара через нагнетательные скважины ведут через наклонные и горизонтальные части скважин.

Сущность изобретения

Существующие способы разработки залежи высоковязкой нефти позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти. Однако запасы в краевых 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 краевых зонах скважины. Задача решается следующим образом.

При последовательном расположении горизонтальные стволы скважин располагают началами друг к другу в купольной части залежи, верхние скважины выполняют короче нижних на 10-40%, т.е. на 50-200 м.

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

Пар закачивают по режиму: 50-120 т/сут., отбирают пластовую продукцию по режиму: 50-150 т/сут.

Пар закачивают через горизонтальные и наклонные стволы верхних нагнетательных скважин. Наклонный ствол выполняют с углом наклона к зениту порядка 30-60 градусов. При этом за счет закачки пара через наклонную часть нагнетательной скважины в купольной части непосредственно в кровле продуктивного пласта создается большая область прогретой паровой зоны повышенного давления, вытесняющая нефть к горизонтальным стволам скважин, посредством которых производят отбор продукции. За счет того что часть нагнетательной скважины выполнена наклонной увеличивается объем закачиваемого пара в кровельную часть продуктивного пласта. Повышается охват залежи воздействием пара, увеличивается нефтеотдача залежи.

Пример конкретного выполнения

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 длиной 250 м до выхода на горизонталь в продуктивном пласте. Осуществляют проводку горизонтального ствола длиной 500 м и диаметром 168 мм. Наклонный ствол до горизонтального ствола 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 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 и диаметром 168 мм. Наклонный ствол выше продуктивного пласта снабжают обсадной колонной диаметром 244,5 мм, цементируют затрубное пространство выше продуктивного пласта. Фильтр из перфорированных труб спускают в наклонный и горизонтальный ствол скважины. Колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм спускают до конца горизонтального ствола скважины.

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 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.

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 верхних нагнетательных скважин короче 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%, при этом части скважин над горизонтальными стволами выполняют наклонными, а закачку пара через нагнетательные скважины ведут через наклонные и горизонтальные части скважин.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к области добычи нефти из коллектора, сопряженной с возможными аварийными ситуациями, обусловленными неожиданными случаями вскрытия пластов с аномально высокими пластовыми давлениями.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для разработки залежи высоковязкой нефти и битума путем нагревания. Технический результат - повышение эффективности прогревания залежи, увеличение охвата залежи прогреванием, повышение объемов отбора нефти и битума, надежность способа.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение эффективности процесса флюидоизвлечения из продуктивного пласта породы, повышение интенсивности и полноты извлечения флюидов, разработка многопластовых залежей высоковязких углеводородных энергоносителей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи.

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 нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для разработки залежи высоковязкой нефти и битума путем нагревания. Технический результат - повышение эффективности прогревания залежи, увеличение охвата залежи прогреванием, повышение объемов отбора нефти и битума, надежность способа.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение эффективности и результативности процесса флюидоизвлечения из флюидоносного пласта.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение эффективности процесса флюидоизвлечения из продуктивного пласта породы, повышение интенсивности и полноты извлечения флюидов, разработка многопластовых залежей высоковязких углеводородных энергоносителей.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Способ эксплуатации скважины включает оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с штанговым глубинным насосом, фильтром, кабелем и капиллярным трубопроводом. Подают электрический ток по кабелю и растворитель асфальтеносмолопарафиновых отложений - АСПО, по капиллярному трубопроводу. Осуществляют одновременный отбор пластовой продукции по колонне НКТ посредством штангового глубинного насоса. При этом на устье скважины в составе колонны НКТ снизу вверх размещают: заглушку, нагреватель, фильтр, штанговый глубинный насос. При этом соединяют кабель с нагревателем, а на наружной поверхности колонны НКТ крепят клямсами кабель до нагревателя и капиллярный трубопровод от устья до глубины выше штангового глубинного насоса с входом во внутреннюю полость колонны НКТ. Размещают колонну НКТ в скважине так, чтобы нагреватель размещался от середины пласта к его подошве. За 24 ч до запуска привода штангового глубинного насоса осуществляют запуск нагревателя в работу. При этом температура работы нагревателя не выше 40°С. По прошествии 24 ч производят поэтапную эксплуатацию скважины запуском привода штангового глубинного насоса с минимальным числом качаний и максимальной длиной хода и с периодическим ступенчатым увеличением температуры нагревателя на 20°С, начиная с температуры 50 и до 90°С, и подачей растворителя насосом дозатором по капиллярному трубопроводу со ступенчатым снижением подачи растворителя на 5 л/ч, начиная с подачи 15 до 5 л/ч, на каждом этапе эксплуатации при условии достижения максимального объема продукции. Техническим результатом является повышение эффективности прогревания призабойной зоны. 1 ил., 1 табл.
Наверх