Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или природных битумов


 


Владельцы патента RU 2608104:

Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождения. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или природных битумов включает бурение с поверхности земли горизонтальных и вертикальных скважин на площади разрабатываемого участка, закачку теплоносителя в скважины и отбор жидкости. Причем горизонтальные скважины бурят со стороны границ нефтеносности разрабатываемого месторождения в направлении площади смежного участка, отработанного или находящегося в завершающей стадии разработки, например, по термошахтной технологии. При этом горизонтальные стволы скважин бурят пологонаклонными в интервале нефтяного пласта и соединяют забои скважин с внутренним пространством буровой галереи, расположенной в нижней части нефтяного пласта. Проводят термометрию пласта по каждому пологонаклонному стволу горизонтальной скважины. По ее результатам определяют на площади разрабатываемого участка линию температуры текучести нефти в коллекторе под действием сил гравитации. Разделяют площадь разрабатываемого участка на две зоны: внутреннюю прогретую зону, ограниченную контуром участка, отработанного или находящегося в завершающей стадии разработки, и линией температуры текучести нефти, и внешнюю непрогретую зону, ограниченную линией температуры текучести нефти и линией, соответствующей "пяткам" горизонтальных скважин. При этом в каждом промежутке между пологонаклонными стволами горизонтальных скважин во внешней непрогретой зоне бурят с поверхности земли, по крайней мере, одну вертикальную нагнетательную скважину и располагают ее на линии температуры текучести нефти. Определяют приемистость каждой вертикальной скважины путем закачки теплоносителя в каждую скважину и выявляют скважины с отсутствием приемистости. Осуществляют прогрев скважин с отсутствием приемистости путем циркуляции теплоносителя в скважине до достижения ими средней приемистости по участку и одновременно ведут постоянную закачку теплоносителя во все вертикальные и горизонтальные скважины. При этом обеспечивают превышение давления теплоносителя на устьях вертикальных скважин над давлением теплоносителя на устьях горизонтальных скважин и одновременно осуществляют отбор жидкости через забои горизонтальных скважин, расположенных в полости буровой галереи, контролируют температуру добываемой жидкости на забоях горизонтальных скважин, поддерживая ее на уровне 90°C путем регулирования расхода теплоносителя в вертикальные и горизонтальные скважины, сохраняя разницу давлений на устьях горизонтальных и вертикальных скважин, и эксплуатируют участок до запланированного коэффициента нефтеотдачи пласта. 6 ил., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам теплового воздействия на нефтяной пласт при разработке месторождений высоковязких нефтей или природных битумов термошахтным способом.

Известен способ разработки месторождения высоковязкой нефти или природных битумов, включающий бурение с поверхности земли вертикальных скважин, закачку теплоносителя и отбор жидкости с использованием старых подземных скважин, пробуренных при шахтной разработке месторождения на естественном режиме (см. патент РФ №2143060 от 10.04.1998, опубл. 20.12.1999, МПК: E21B 43/24).

Однако известный способ, обеспечивая использование старых подземных скважин для сокращения затрат на разработку месторождения, предназначен только для разработки нижней части нефтяного пласта под старой буровой галереей.

Также известен способ разработки месторождения высоковязкой нефти или природных битумов, включающий бурение с поверхности земли горизонтальных и вертикальных скважин, закачку теплоносителя и отбор нефти. Горизонтальные скважины проводят вблизи или пересекают забои ярусов старых подземных скважин, а вертикальные скважины бурят вблизи забоев горизонтальных скважин. Способ предусматривает использование старых подземных скважин для прогрева нефтяного пласта для сокращения затрат на разработку месторождения (см. патент РФ №2197608 от 19.03.2001, опубл. 27.01.2003, МПК: E21B 43/24).

Однако известный способ, также обеспечивая использование старых подземных скважин для сокращения затрат на разработку месторождения, предназначен только для разработки нижней части нефтяного пласта под старой буровой галереей.

Задачей заявляемого способа является повышение эффективности разработки месторождения за счет сокращения затрат на проходку и эксплуатацию буровых галерей при разработке новых участков месторождения, смежных с участками, ранее отработанными или находящимися в завершающей стадии разработки, например, по термошахтной технологии путем использования буровых галерей этих участков.

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом способе разработки месторождения высоковязкой нефти или природных битумов, осуществляют бурение с поверхности земли горизонтальных и вертикальных скважин на площади разрабатываемого участка, закачку теплоносителя в скважины и отбор жидкости.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

- горизонтальные скважины бурят со стороны границ нефтеносности разрабатываемого месторождения в направлении площади смежного участка, отработанного или находящегося в завершающей стадии разработки, например, по термошахтной технологии, при этом горизонтальные стволы скважин бурят пологонаклонными в интервале нефтяного пласта и соединяют забои скважин с внутренним пространством буровой галереи, расположенной в нижней части нефтяного пласта;

- проводят термометрию пласта по каждому пологонаклонному стволу горизонтальной скважины и по ее результатам определяют на площади разрабатываемого участка линию температуры текучести нефти в коллекторе под действием сил гравитации;

- разделяют площадь разрабатываемого участка на две зоны: внутреннюю прогретую зону, ограниченную контуром участка, отработанного или находящегося в завершающей стадии разработки, и линией температуры текучести нефти, и внешнюю непрогретую зону, ограниченную линией температуры текучести нефти и линией, соответствующей "пяткам" горизонтальных скважин;

- в каждом промежутке между пологонаклонными стволами горизонтальных скважин во внешней непрогретой зоне бурят с поверхности земли, по крайней мере, одну вертикальную нагнетательную скважину и располагают ее на линии температуры текучести нефти;

- определяют приемистость каждой вертикальной скважины по показаниям расходомеров путем закачки теплоносителя в каждую скважину и выявляют скважины с отсутствием приемистости;

- осуществляют прогрев скважин с отсутствием приемистости путем циркуляции теплоносителя в скважине до достижения ими средней приемистости по участку;

- одновременно ведут постоянную закачку теплоносителя во все вертикальные и горизонтальные скважины, при этом обеспечивают превышение давления теплоносителя на устьях вертикальных скважин над давлением теплоносителя на устьях горизонтальных скважин и одновременно осуществляют отбор жидкости через забои горизонтальных скважин, расположенных в полости буровой галереи;

- контролируют температуру добываемой жидкости на забоях горизонтальных скважин, поддерживая ее на уровне 90°C путем регулирования расхода теплоносителя в вертикальные и горизонтальные скважины, сохраняя разницу давлений на устьях горизонтальных и вертикальных скважин;

- эксплуатацию участка ведут до запланированного коэффициента нефтеотдачи пласта.

Указанная совокупность существенных признаков позволяет повысить эффективность разработки новых участков месторождений, смежных с участками, ранее отработанными или находящимися в завершающей стадии разработки, например, по термошахтной технологии за счет сокращения затрат на проходку и эксплуатацию новых дорогостоящих буровых галерей и полезного использования существующих буровых галерей, расположенных в нижней части нефтяного пласта, для отбора добываемой жидкости путем соединения их внутреннего пространства с забоями вновь пробуренных горизонтальных скважин с пологонаклонными стволами, проходящими по площади вновь вводимого участка, и используемых одновременно как для нагнетания теплоносителя, так и для отбора добываемой жидкости, то есть являющихся одновременно нагнетательно-добывающими скважинами. При этом взаимосвязанное расположение горизонтальных нагнетательно-добывающих скважин и вертикальных нагнетательных скважин позволяет равномерно охватить тепловым воздействием всю площадь разрабатываемого участка и создать благоприятные условия для его оптимального разогрева за счет теплопроводности и частичного проникновения теплоносителя в нефтяной пласт по трещинам и межслоевым контактам, а также полезного использования ранее частично прогретой зоны нефтяного пласта, температура которой может повышаться, на основании практических данных, на 30-32°C на расстояние до 120 метров от границ отработанного или находящегося в завершающей стадии разработки участка за 12 лет его разработки.

Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательский уровень. Изобретение промышленно применимо, так как имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.

На фиг. 1 изображена схема разрабатываемого участка с кольцевой буровой галереей, расположенной в нижней части нефтяного пласта, вариант, когда между пологонаклонными стволами горизонтальных скважин во внешней непрогретой зоне бурят с поверхности земли, по крайней мере, одну вертикальную нагнетательную скважину и располагают ее на линии температуры текучести нефти, разрез 1-1; На фиг. 2 - схема этого же участка в плане. На фиг. 3 изображена схема разрабатываемого участка с кольцевой буровой галереей, расположенной в нижней части нефтяного пласта, вариант, когда между пологонаклонными стволами горизонтальных скважин во внешней непрогретой зоне бурят с поверхности земли несколько вертикальных скважин, например 3, причем одну из них располагают на линии температуры текучести нефти, разрез 1-1; На фиг. 4 - схема этого же участка в плане. На фиг. 5 изображена в плане схема разрабатываемого участка с буровой галереей, расположенной в нижней части нефтяного пласта, в виде панели, вариант, когда между пологонаклонными стволами горизонтальных скважин во внешней непрогретой зоне бурят с поверхности земли несколько вертикальных скважин, причем одну из них располагают на линии температуры текучести нефти; На фиг. 6 изображена в плане схема размещения забоев горизонтальных скважин в кольцевой буровой галерее.

В дальнейшем при описании способа вместо термина "теплоноситель" будет использован термин "пар".

Обустройство участка залежи по предлагаемому способу производят в следующей последовательности.

С поверхности земли со стороны границ нефтеносности разрабатываемого месторождения в направлении площади смежного участка 1, отработанного или находящегося в завершающей стадии разработки, например, по термошахтной технологии бурят горизонтальные скважины 2, при этом горизонтальные стволы скважин бурят пологонаклонными в интервале нефтяного пласта (позицией не показан) и соединяют забои горизонтальных скважин 2 с внутренним пространством буровой галереи 3, расположенной в нижней части нефтяного пласта. Если смежный участок 1 находится на завершающей стадии разработки, то его разработка продолжается по принятой технологии и буровые галереи используют в рабочем режиме. На устье каждой скважины устанавливают устьевую арматуру и расходомер (позицией не показаны). Пригалерейные интервалы горизонтальных скважин 2 обсаживают обсадной колонной (позицией не показано) и оборудуют забой каждой горизонтальной скважины устьевой арматурой 4 для подземных добывающих скважин (см. фиг. 6). Расстояния между горизонтальными скважинами выбирают равным расстоянию между паронагнетательными скважинами, принятыми для смежного участка 1, отработанного или находящегося в завершающей стадии разработки, например, по термошахтной технологии. В случае использования кольцевой буровой галереи пологонаклонные стволы в интервале нефтяного пласта разрабатываемого участка располагают в плане параллельно друг другу, а в площади отработанного участка 1 их сводят к кольцевой буровой галерее 3 (см. фиг. 1-4). При конфигурации буровой галереи в виде панели пологонаклонные стволы в интервале нефтяного пласта прокладывают параллельными друг другу по всей длине (см. фиг. 5). Проводят термометрию пласта по каждому пологонаклонному стволу скважины 2 и по ее результатам определяют на площади разрабатываемого участка линию 5 температуры текучести нефти в коллекторе под действием сил гравитации. Разделяют площадь разрабатываемого участка на две зоны: внутреннюю прогретую зону 6, ограниченную контуром 7 участка 1, отработанного или находящегося в завершающей стадии разработки, и линией 5 температуры текучести нефти, и внешнюю непрогретую зону 8, ограниченную линией 5 температуры текучести нефти и линией 9, соответствующей "пяткам" 10 горизонтальных скважин с пологонаклонными стволами. "Пятку" горизонтальной скважины 2 образует участок перехода вертикального ствола скважины в горизонтальный ствол. В каждом промежутке между пологонаклонными стволами горизонтальных скважин 2 во внешней непрогретой зоне 8 бурят с поверхности земли, по крайней мере, одну вертикальную нагнетательную скважину 11 и располагают ее на линии 5 температуры текучести нефти (см. фиг. 1-2). На каждой скважине 11 устанавливают устьевую арматуру и расходомер (позицией не показано). При увеличении размеров разрабатываемого участка в каждом промежутке между пологонаклонными стволами горизонтальных скважин 2 во внешней непрогретой зоне 8 бурят с поверхности земли необходимое расчетное количество вертикальных нагнетательных скважин 11, при этом одну из вертикальных нагнетательных скважин 11 располагают на линии 5 температуры текучести нефти. Расстояния между скважинами 11 выбирают равными расстоянию между паронагнетательными скважинами, принятыми для смежного участка 1, отработанного или находящегося в завершающей стадии разработки, например, по термошахтной технологии. Определяют приемистость каждой вертикальной нагнетательной скважины 11 с помощью расходомера путем закачки пара в каждую скважину и выявляют скважины с отсутствием приемистости. Наличие приемистости в скважинах 11 определяют в процессе закачки пара по показаниям расходомеров. Например, если при давлении пара на устье скважины, равном 10-12 кг/см2, в течение суток расход пара по показанию расходомера не превысил четырех тонн, соответствующих весу конденсата при заполнении им скважины от забоя до устья при глубине скважины 220 метров, то приемистость пласта в этой скважине при таких параметрах отсутствует. Скважины 11 с наличием приемистости снабжают паронагнетательными колоннами с пакером, расположенным в кровле нефтеносного пласта. Скважины 11 с отсутствием приемистости снабжают паронагнетательными колоннами без пакера. Осуществляют прогрев скважин с отсутствием приемистости путем циркуляции пара в скважине по паронагнетательной колонне через затрубное пространство на поверхность, например, в барботажную емкость, создавая благоприятные условия для разогрева нефтяного пласта за счет теплопроводности до достижения скважинами средней приемистости по участку. Одновременно ведут постоянную закачку пара во все вертикальные и горизонтальные скважины, при этом обеспечивают превышение давления пара на устьях вертикальных скважин над давлением пара на устьях горизонтальных скважин и одновременно осуществляют отбор жидкости через забои горизонтальных скважин, расположенных в полости буровой галереи. Контролируют температуру добываемой жидкости на забоях горизонтальных скважин, поддерживая ее на уровне 90°C путем регулирования расхода теплоносителя в вертикальные и горизонтальные скважины, сохраняя разницу давлений на устьях горизонтальных и вертикальных скважин, при этом при достижении температуры жидкости свыше 90°C темп закачки теплоносителя во все вертикальные и горизонтальные скважины снижают, а при снижении температуры добываемой жидкости ниже 90°C темп нагнетания теплоносителя повышают, сохраняя разницу давлений на устьях горизонтальных и вертикальных скважин. Эксплуатацию участка ведут до запланированного коэффициента нефтеотдачи пласта.

Рассмотрим пример конкретного осуществления способа.

Предлагаемый способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти, разрабатываемом по термошахтной технологии, в частности, на площади прилегающей к участку уклонного блока 4Т-4 нефтешахты №3. Залежь представлена терригенными неоднородными трещиновато-пористым пластом на глубине 200-220 м, толщиной 26 м, с температурой 6-8°C, с пластовым давлением 0,1-0,2 МПа, пористостью 26%, проницаемостью 2-3 мкм2, вязкостью нефти 12 Па·с. Участок уклонного блока 4Т-4 залежи ранее разрабатывался шахтным способом на естественном режиме истощения пласта по ухтинской и уклонно-скважинной системам. Далее разработка участка уклонного блока 4Т-4 осуществлялась по термошахтной технологии, эксплуатация велась в течение 8 лет по подземно-поверхностной системе разработки. Площадь участка составляет 17,3 га, имеет прямоугольную форму и дренируется добывающими скважинами в количестве 90 штук и средней длиной 250 метров. Пар закачивают через 12 вертикальных паронагнетательных скважин. Среднее расстояние между паронагентательными скважинами составляет 80 м. По состоянию на 01.01.2015 г. коэффициент извлечения нефти (КИН) по блоку составляет 0,43 д.ед. Планируется, что блок будет эксплуатироваться еще в течение 2-х лет до КИН на уровне 0,53 д.ед. Участок блока 4Т-4 располагается на северной границе отрабатываемых по термошахтной технологии площадей шахтного поля №3. С южной стороны участок граничит с разрабатываемым участком 4Т-2, с восточной стороны - с шахтным полем №1, с западной и северной стороны - с участками неохваченными термошахтной технологией.

Для реализации заявленного способа с северной стороны с поверхности земли в направлении круговой буровой галереи 3, расположенной в нижней части нефтяного пласта уклонного блока 4Т-4, бурят пять горизонтальных скважин 2 с пологонаклонными стволами в интервале нефтяного пласта. Устья горизонтальных скважин 2 располагают на расстоянии 800 м по поверхности земли от буровой галереи на линии, параллельной северной границе участка 4Т-4, с расстоянием между ними 80 метров. Длина горизонтальных скважин 2 с учетом вертикальной составляющей составит 1100 метров. Данная длина скважин определена на основе практики бурения пологонаклонных и горизонтальных скважин для условий Ярегского месторождения. Пологонаклонные стволы скважин 2 в плане от их устьев до границы участка 4Т-4 проводят параллельно друг другу, а в пределах площади 4Т-4 их траектории сводят к буровой галерее. Скважины 2 бурят до проникновения бурового долота в буровую галерею блока 4Т-4. Участок перехода вертикального ствола скважины 2 в горизонтальный ствол - "пятку" располагают на отметке, превышающей отметку подошвы буровой галереи 3 на 5-8 метров. Это обеспечивает нисходящий уклон траектории скважины 2 в пределах 0,008-0,01 д.ед. После бурения горизонтальных скважин 2 в них проводят геофизические исследования - термометрию пласта, замеряя температуру пласта по каждому пологонаклонному стволу скважины 2. Далее все горизонтальные скважины 2 оборудуют: эксплуатационной колонной диаметром 245 мм на глубину от устья до "пятки", термоизолированной паронагнетательной колонной диаметром 159*108 мм от устья до "пятки". От "пятки" скважины пологонаклонный ствол в нефтяном пласте оборудуют щелевым фильтром диаметром 108 мм с шириной щели 3-5 мм до точки, не доходящей до буровой галереи 3 на 50 м, и далее пологонаклонный ствол закрепляют обсадной трубой диаметром 108 мм до забоя скважины 2, расположенного в полости буровой галереи 3. Забой скважины 2 оборудуют устьевой арматурой 4 для подземных добывающих скважин. Интервал от забоя скважины 2 на глубину 50 метров цементируют со стороны буровой галереи. По результатам замера температуры в скважинах 2 определяют на площади границу зоны, прилегающей к участку 4Т-4, где пласт прогрет от блока 4Т-4 за счет теплопроводности и частичного проникновения пара в пласт по трещинам и высокопроницаемым зонам до температуры 45-50°C, то есть линию 5 температуры текучести нефти в коллекторе под действием сил гравитации. При данной температуре нефть, содержащаяся в пласте, имеет вязкость достаточную для притока флюида в добывающие скважины под действием сил гравитации и гидродинамического вытеснения. Поверхность земли на участке месторождения, разбуренного пологонаклонными скважинами, разделяют на две зоны: внутреннюю, предварительно прогретую зону 6 и внешнюю непрогретую 8. Предварительно прогретая зона 6 ограничивается границей 7 участка 4Т-4 с одной стороны и линией температуры текучести нефти 5 с другой стороны. Внешняя непрогретая зона 8 ограничивается линией температуры текучести 5 с одной стороны и линией 9, соответствующей "пяткам" 10 горизонтальных скважин 2, с другой стороны. Ширина внутренней прогретой зоны 6 будет составлять 70 метров, а внешней непрогретой зоны соответственно - 8-320 метров. Во внешней непрогретой зоне 8 в промежутках между линиями пологонаклонных скважин 2 на равном удалении от последних бурят вертикальные нагнетательные скважины 11 глубиной 200 м. В каждом промежутке между стволами скважин 2 на линии текучести нефти 5 бурят по одной вертикальной скважине 11, а остальные вертикальные скважины бурят на расстоянии 80 метров друг от друга. Необходимое количество вертикальных скважин 11 на участке внешней непрогретой зоны составляет 20 штук. Каждую вертикальную скважину 11 оборудуют эксплуатационной колонной диаметром 168 мм, спущенной до кровли пласта, фильтром диаметром 140 мм, размещенным в интервале нефтяного пласта, и паронагнетательной колонной диаметром 100 мм с хвостовиком 73 мм, спущенным до средины интервала нефтяного пласта. На уровне кровли пласта устанавливают пакер, отсекающий затрубное пространство паронагнетательной колонны скважин 11. По поверхности участка прокладывают паропровод диаметром 200 мм, оборудуют устья скважин 2 и 11 расходомерами пара и через них подсоединяют паронагнетательные колонны скважин 2 и 11. Нагнетают пар в скважины с давлением до 16 кг/см2 и расходом до 15 т/сут. Одновременно с этим ведут отбор пластовой жидкости через забои пологонаклонных стволов скважин 2. По показаниям расходомеров на устьях нагнетательных скважин 11 определяют скважины с отсутствием приемистости. У устьев этих скважин 11 устанавливают барботажные емкости и выводят выкидные линии затрубных пространств паронагнетательных колонн в эти емкости и снимают пакер с паронагнетательной колонны. Циркуляцией пара в системе паронагнетательная колонна-забой скважины-затрубное пространство осуществляют прогрев продуктивного интервала. Периодически, раз в неделю, путем закрытия задвижки на выкидной линии от затрубья по показаниям расходомера определяют наличие приемистости в скважинах 11. После прогрева продуктивного интервала скважин и увеличения приемистости до средней по участку на паронагнетательных колоннах устанавливают пакеры на уровне кровли нефтяного пласта и переводят данные скважины под нагнетание пара. С начала нагнетания пара во все скважины 2 и 11 ведут постоянный отбор жидкости через забои горизонтальных скважин 2 в буровой галерее 3, при этом давление нагнетания пара в вертикальные скважины 11 поддерживают выше давления нагнетания пара в скважины 2 на 3-5 кг/см2. Например, при давлении пара на устьях скважин 11 на уровне 10 кг/см2 давление пара на устьях скважин 2 поддерживают на уровне 5-7 кг/см2. При эксплуатации горизонтальных скважин 2 ведут постоянный контроль за количеством, обводненностью и температурой добываемой жидкости из буровой галереи 3 уклонного блока 4Т-4. Эксплуатацию участка в данном режиме ведут до увеличения средней температуры добываемой жидкости выше 90°C. При достижении средней температуры жидкости по всем скважинам выше 90°C производят ступенчатое снижение расхода пара по участку до стабилизации средней температуры добываемой жидкости на уровне 90°C и регулированием расхода пара поддерживают данный уровень температуры. Например, при среднесуточном расходе пара на участок в количестве 300 т/сут расход снижают, например, на 10% до 270 т/сут. Если через 10 дней температура жидкости опустилась на уровень 90°C, данный уровень закачки пара поддерживают до очередного роста температуры. Если при снижении темпа закачки пара температура жидкости опустилась ниже 90°C, то расход пара увеличивают, например, на 3%. В процессе регулирования расхода пара заданный перепад давления между скважинами 8 и скважинами 2 поддерживают на уровне 3-5 кг/см2. При эксплуатации участка добываемая через забои горизонтальных скважин 2 жидкость вместе с жидкостью, добываемой через скважины уклонного блока 4Т-4, стационарными насосами откачивается во внутришахтные емкости по подготовке товарной нефти. Эксплуатацию участка ведут до достижения заданного коэффициента нефтеотдачи.

Таким образом, заявляемый способ позволяет повысить эффективность разработки новых участков месторождений, смежных с участками ранее отработанными или находящимися в завершающей стадии разработки, например, по термошахтной технологии за счет сокращения затрат на проходку и эксплуатацию новых дорогостоящих буровых галерей и полезного использования существующих буровых галерей для отбора добываемой жидкости. При использовании способа сокращается срок эксплуатации участка по сравнению с прототипом за счет одновременного прогрева нефтяного пласта и добычи жидкости из горизонтальных скважин с начала разработки участка. Вместе с тем способ обеспечивает высокую тепловую эффективность за счет рационального размещения вертикальных нагнетательных скважин и использования ранее прогретых зон.

Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или природных битумов, включающий бурение с поверхности земли горизонтальных и вертикальных скважин на площади разрабатываемого участка, закачку теплоносителя в скважины и отбор жидкости, отличающийся тем, что горизонтальные скважины бурят со стороны границ нефтеносности разрабатываемого месторождения в направлении площади смежного участка, отработанного или находящегося в завершающей стадии разработки, например, по термошахтной технологии, при этом горизонтальные стволы скважин бурят пологонаклонными в интервале нефтяного пласта и соединяют забои скважин с внутренним пространством буровой галереи, расположенной в нижней части нефтяного пласта, проводят термометрию пласта по каждому пологонаклонному стволу горизонтальной скважины и по ее результатам определяют на площади разрабатываемого участка линию температуры текучести нефти в коллекторе под действием сил гравитации, разделяют площадь разрабатываемого участка на две зоны: внутреннюю прогретую зону, ограниченную контуром участка, отработанного или находящегося в завершающей стадии разработки, и линией температуры текучести нефти, и внешнюю непрогретую зону, ограниченную линией температуры текучести нефти и линией, соответствующей "пяткам" горизонтальных скважин, при этом в каждом промежутке между пологонаклонными стволами горизонтальных скважин во внешней непрогретой зоне бурят с поверхности земли, по крайней мере, одну вертикальную нагнетательную скважину и располагают ее на линии температуры текучести нефти, определяют приемистость каждой вертикальной скважины путем закачки теплоносителя в каждую скважину и выявляют скважины с отсутствием приемистости, осуществляют прогрев скважин с отсутствием приемистости путем циркуляции теплоносителя в скважине до достижения ими средней приемистости по участку и одновременно ведут постоянную закачку теплоносителя во все вертикальные и горизонтальные скважины, при этом обеспечивают превышение давления теплоносителя на устьях вертикальных скважин над давлением теплоносителя на устьях горизонтальных скважин и одновременно осуществляют отбор жидкости через забои горизонтальных скважин, расположенных в полости буровой галереи, контролируют температуру добываемой жидкости на забоях горизонтальных скважин, поддерживая ее на уровне 90°C путем регулирования расхода теплоносителя в вертикальные и горизонтальные скважины, сохраняя разницу давлений на устьях горизонтальных и вертикальных скважин, и эксплуатируют участок до запланированного коэффициента нефтеотдачи пласта.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к разведке подводных месторождений углеводородов и более конкретно к узлу и способу подводной добычи газообразных углеводородов. Технический результат – повышение эффективности добычи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - интенсификация добычи нефти и увеличение степени выработки запасов с одновременным снижением затрат на строительство скважин и минимизацией энергетических затрат на прогревание пласта, создание условий для периодического повышения температуры до 800-1200°C и более с распространением теплового фронта на заданную глубину от источника, сохранение в процессе прогрева фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны ствола, эксплуатируемого в режиме отбора продукции, а также сокращение числа спускоподъемных операций, повышение безопасности работ на скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение охвата вытеснением и нефтеотдачи, снижение затрат вытесняющего агента на добычу нефти за счет более рационального использования введенного в пласт тепла.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи при добыче высоковязкой нефти, повышение равномерности вытеснения нефти.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение извлекаемой доли содержащегося в продуктивном пласте породы углеводородного флюида, повышение объема добычи углеводородных энергоносителей - флюидов, обеспечение инициирования, поддержания, контроля и регулирования внутрипластового горения углеводородного флюида продуктивного пласта и прогрева горных пород.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термохимической обработке продуктивного пласта для снижения вязкости нефти и увеличения продуктивности скважин.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение результативности процесса флюидоизвлечения из многопластовых залежей высоковязких углеводородных энергоносителей, повышение интенсивности и полноты извлечения углеводородных энергоносителей.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение флюидоотдачи пласта породы и повышение добычи углеводородных энергоносителей - флюидов, обеспечение контроля и регулирования процесса внутрипластового горения и прогрева горных пород.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи и предназначено для проточной тепловой обработки пластового флюида как в призабойной зоне продуктивного пласта (ПЗП) с высоковязкой нефтью, так и в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), с целью снижения вязкости нефти и исключения образования асфальтосмолопарафиновых пробок.

Изобретение относится к области разработки газогидратных месторождений углеводородов. Технический результат - повышение эффективности способа за счет увеличения отбора газа, продление срока безгидратной эксплуатации скважин и сокращение энергозатрат.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти. Устройство содержит корпус, гидравлически сообщающийся с устьем скважины, выпускной клапан, седло которого установлено в днище корпуса, а запорный орган соединен с поплавком. При этом устье скважины гидравлически соединяют с верхней частью корпуса. Устройство снабжено дополнительным выпускным клапаном, седло которого также установлено в днище корпуса, а запорные элементы клапанов соединены между собой с помощью коромысла, шарнирно закрепленного в корпусе устройства. Клапаны устройства установлены с возможностью одновременного их открытия в диаметрально противоположные стороны, а запорные органы клапанов выполнены, например, в виде конусов. При этом произведения длин плеч коромысла на площадь соответствующих выпускных отверстий седел выпускных клапанов равны между собой. Возможен вариант исполнения устройства, когда корпус устройства разделен на две камеры, каждая из которых гидравлически сообщена с устьем скважины. При этом выпускные клапаны установлены в днище каждой камеры, а поплавок расположен в камере большего объема. Также возможен вариант исполнения устройства, когда корпус устройства разделен на две камеры, гидравлически сообщающиеся между собой. При этом камера меньшего объема гидравлически сообщена с устьем скважины. Технический результат заключается в повышении надежности работы устройства. 2 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 пр.

Группа изобретений относится к системам и способам, используемым для нагревания толщи пород, более конкретно изобретение относится к системам и способам для нагревания подземных пластов, содержащих углеводороды. Способ формирования нагревателя с изолированным проводником содержит этапы, на которых: размещают изоляционный слой поверх, по меньшей мере, части вытянутого, цилиндрического внутреннего электрического проводника. Размещают вытянутый, цилиндрический внешний электрический проводник поверх, по меньшей мере, части изоляционного слоя, чтобы сформировать нагреватель с изолированным проводником. Выполняют один или несколько этапов холодной обработки/термообработки нагревателя с изолированным проводником. Причем этапы холодной обработки/термообработки содержат этапы, на которых: выполняют холодную обработку нагревателя с изолированным проводником, чтобы сократить площадь поперечного сечения нагревателя с изолированным проводником, по меньшей мере, примерно на 30%. Выполняют термообработку нагревателя с изолированным проводником при температуре, по меньшей мере, около 870°C. Сокращают площадь поперечного сечения нагревателя с изолированным проводником на величину примерно от 5% до 20% до конечной площади поперечного сечения. Техническим результатом является повышение эффективности изготовления и/или сборки проводника и добычи углеводородов. 4 н. и 21 з.п. ф-лы, 18 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов при разработке месторождений высоковязкой нефти и промышленных битумов с использованием метода парогравитационного дренажа. Способ совмещения парогравитационного дренажа с виброволновым воздействием на продуктивный пласт в условиях горизонтальных скважин, при котором прокладывают в интервале продуктивного пласта пару двухустьевых горизонтальных скважин, одну над другой, состоящих, каждая, из двух вертикальных стволов, соединенных между собой горизонтальным участком и включающих обсадную трубу, проложенную от одного устья до другого и перфорированную в пределах горизонтального участка. Кроме того, скважины содержат две насосно-компрессорные трубы (НКТ), проложенные внутри обсадной трубы в пределах вертикальных стволов и заканчивающиеся хвостовиками в начале горизонтального участка скважины, перед перфорированным участком обсадной трубы. Верхняя из скважин является нагнетательной и служит для подачи в продуктивный пласт водяного пара, а нижняя скважина - добывающая и служит для откачки продукта. Причем горизонтальный участок обсадной трубы изолируют с обеих сторон пакерами, установленными на хвостовиках НКТ. При этом в нагнетательной скважине монтируют на обоих хвостовиках НКТ, сразу за пакерами, проточные генераторы колебаний давления, лицевой поверхностью друг к другу. Создают объемный полуволновой резонатор из горизонтального участка обсадной трубы, заключенного между проточными генераторами. Закачивают пар в нагнетательную скважину по НКТ и прокачивают весь пар через проточные генераторы. Генерируют в потоке пара колебания давления. Регулируют частоту генерации давлением подачи пара по каждой НКТ отдельно. Формируют в объемном резонаторе систему бегущих навстречу друг другу волн. При этом колебания давления направляются в продуктивный пласт через отверстия перфорации в обсадной трубе. Техническим результатом является интенсификация фильтрации пластовой жидкости в поровых каналах за счёт формирования колебаний давления определённой частоты в интервале пласта с развитой жидкостной коммуникацией при закачке пара по насосно-компрессорным трубам в нагнетательную скважину. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области добычи углеводородов, более конкретно к соединительным элементам, предназначенным для стыковки изолированных кабелей и/или вводных кабелей, используемых для нагрева пластов. Технический результат заключается в повышении надежности стыков изолированных проводников во время изготовления, сборки и/или их установки. Способ включает в себя соединение сердцевины нагревательного участка с сердцевиной в перекрывающей породе изолированного проводника. Диаметр сердцевины нагревательного участка меньше, чем диаметр сердцевины участка в перекрывающей породе. Первый изоляционный слой размещают на сердцевине нагревательного участка так, что, по меньшей мере, часть концевого участка сердцевины нагревательного участка остается открытой. Второй изоляционный слой размещают на сердцевине участка в перекрывающей породе так, что второй изоляционный слой проходит по открытому участку сердцевины нагревательного участка. Толщина второго изоляционного слоя меньше, чем толщина первого изоляционного слоя, а внешний диаметр участка в перекрывающей породе по существу равен внешнему диаметру нагревательного участка. 4 н. и 26 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает расположение горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин параллельно и последовательно, закачку пара через верхние нагнетательные скважины и отбор продукции через нижние добывающие скважины. Причем на залежи выделяют зоны с одинаковыми толщинами. На плане залежи наносят линии одинаковых толщин, пары скважин из горизонтальной верхней нагнетательной и горизонтальной нижней добывающей выполняют искривленными в соответствии с линиями одинаковых толщин и располагают последовательно в одинаковых по толщине зонах залежи. В купольной части залежи выполняют пару скважин горизонтальных скважин прямыми с направлением вдоль направления длинной оси залежи. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение затрат энергии и времени на достижение гидродинамической связи между горизонтальными скважинами пары, исключение повышения давления в межскважинной зоне после начального прогрева. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума включает строительство пары горизонтальных верхней и нижней скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта и оснащены колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ), позволяющих вести закачку теплоносителя и отбор продукции. В начале реализации способа закачку теплоносителя в виде пара осуществляют в нижнюю скважину, а отбор - из верхней скважины. После повышения температуры в верхней горизонтальной скважине на 20-40°С выше начала подвижности нефти в прискважинной зоне пласта закачку теплоносителя в нижнюю горизонтальную скважину прекращают с продолжением отбора из верхней скважины. При снижении температуры в верхней горизонтальной скважине более 10°С в первые сутки закачку теплоносителя в нижнюю горизонтальную скважину возобновляют до температуры в верхней горизонтальной скважине на 20-40°С выше начала подвижности нефти в прискважинной зоне пласта. Циклы повторяются до получения снижения температуры в верхней скважине со скоростью, равной или менее 10°С, или увеличения температуры в ней в первые сутки после остановки закачки теплоносителя, после чего верхнюю горизонтальную скважину переводят под закачку теплоносителя, а нижнюю горизонтальную скважину - под отбор до полной выработки месторождения. 1 ил., 1 пр.
Наверх