Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки



Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки
Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки

 


Владельцы патента RU 2611789:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение энергетических затрат путем сокращения объемов закачки пара в пласт, увеличение дебита в 2-2,5 раза с разрабатываемого участка залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки, предотвращение техногенных обрушений горных пород над выработанной залежью. Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки включает закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, на поздней стадии разработки прекращение закачки пара, закачку азота в паровую камеру и попутно добываемой воды в пласт. Причем перед закачкой попутно добываемой воды и азота определяют абсолютную отметку подошвенной и кровельной части паровой камеры. Попутно добываемую воду закачивают в пласт ниже абсолютной отметки подошвенной части паровой камеры через оценочные и контрольные скважины, расположенные на границе контура, образованного паровой камерой.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки.

Известен способ разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием тепла на поздней стадии разработки (патент СА 2577680, МПК Е21В 43/24, Е21В 43/16, опубл. 09.08.2007 г.). Согласно изобретению, включающему закачку инертного газа в верхнюю часть паровой камеры, образовавшейся в результате разработки и выработки нефти методом парогравитационного дренажа (SAGD) через горизонтальную скважину, которая параллельна существующим добывающим и нагнетательным скважинам.

Недостатками данного способа являются неравномерность вытеснения нефти по пласту, высокая вероятность прорыва закачиваемого газообразного агента в интервал перфорации добывающих скважин, необходимость закачки больших объемов инертного газа в паровую камеру с целью увеличения пластового давления до необходимых значений, большие материальные и экономические затраты на выработку инертного газа и закачку его в пласт.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежей сверхвысоковязкой нефти методом (SAGD) воздействия на пласт с использованием горизонтальных скважин (патент РФ №2486334, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.06.2013 г., Бюл. №18). Согласно изобретению, включающему закачку пара в нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающую скважину, закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину, после достижения проектной величины остаточной нефтенасыщенности и отмены закачки пара закачивают попутно добываемую воду с гидрокарбонат ионами (раствор карбамида или карбоната натрия (калия) разлагающимися с выделением углекислого газа.

Недостатком изобретения является применение двуокиси углерода, которая при высоких пластовых температурах является агрессивным коррозионным агентом, в том числе инициирующим выпадение водонерастворимых соединений карбоната кальция в подземном и наземном оборудовании скважины. При большой выработке пласта и сформировавшейся паровой камере для генерации расчетного объема газа необходимо применение большого количества реагента, что представляет данный метод экономически невыгодным.

Техническими задачами данного предложения являются повышение эффективности паротеплового воздействия при извлечении остаточной высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки, снижение материальных и экономических затрат за счет экономии большого количества реагента и, как следствие, экономия энергетических ресурсов.

Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки, включающим закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, закачку на поздней стадии разработки азота в паровую камеру и попутно добываемой воды в пласт.

Новым является то, что перед закачкой воды и азота определяют абсолютную отметку подошвенной и кровельной части паровой камеры, а попутно добываемую воду закачивают в пласт ниже абсолютной отметки подошвенной части паровой камеры через оценочные и контрольные скважины, расположенные на границе контура, образованного паровой камерой.

Способ реализуется следующим образом. По уточненным геологическим данным выбирается участок залежи с большой выработкой пласта, с помощью термобарометрических исследований по ряду контрольных, наблюдательных и эксплуатационных скважин проводится оконтуривание паровой камеры, определяются ее наиболее низкие и высокие по абсолютной величине отметки, закачку пара прекращают, производят выбор скважин под нагнетание сточной воды и газа; в скважины с перфорацией, имеющей уровень, соответствующий нижней границе паровой камеры, закачивается горячая сточная вода, нагнетательные скважины, находящиеся в купольной зоне паровой камеры, переводят под закачку азота. Путем закачки жидкого и газообразного агентов увеличивают пластовое давление до начального, из добывающих скважин производят отбор жидкости.

Пример конкретного выполнения способа.

На Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 90 м, коллектор представлен толщиной 20-30 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм2, плотностью сверхвязкой нефти в пластовых условиях 960 кг/м3, вязкостью 22000 мПа, выбран участок скважин, пробуренных в центральном образовании залежи и выработанной до проектного значения коэффициента нефтеизвлечения (КИН) и общей для всех скважин паровой камерой. Провели термобарометрические исследования, по данным исследования и промысловым данным границы паровой камеры ограничивались по абсолютным отметкам 23 м - верхняя граница и 32 м - нижняя граница паровой камеры. Остановили закачку пара по нагнетательным скважинам залежи, обустроили выбранные скважины под закачку сточной воды и газа, в пласт закачали 220000 м3 горячей воды, в купольную часть залежи с помощью азотных компрессоров закачали 350000 м3 газа, замерили пластовое давление - оно составило величину 0,97 от начального пластового давления залежи, возобновили отбор жидкости по добывающим скважинам. В результате проведенных мероприятий общий суточный дебит по добывающим скважинам выбранного участка увеличился от 18 т/сут до 45 т/сут.

Предлагаемый способ позволяет снизить энергетические затраты путем сокращения объемов закачки пара в пласт, увеличить дебит в 2-2,5 раза с разрабатываемого участка залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки.

INCLUDEPICTURE "J:\\JNJ\\JNJ1420303HQ-S\\ru-RU\\Final\\Editable Graphics\\pdf 10-chem 02.png" \* MERGEFORMATINET INCLUDEPICTURE "J:\\JNJ\\JNJ1420303HQ-S\\ru-RU\\Final\\Editable Graphics\\pdf 101-chem 01.png" \* MERGEFORMATINET

Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки, включающий закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, на поздней стадии разработки прекращение закачки пара, закачку азота в паровую камеру и попутно добываемой воды в пласт, отличающийся тем, что перед закачкой воды и азота определяют абсолютную отметку подошвенной и кровельной части паровой камеры, а попутно добываемую воду закачивают в пласт ниже абсолютной отметки подошвенной части паровой камеры через оценочные и контрольные скважины, расположенные на границе контура, образованного паровой камерой.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для парогазового воздействия на нефтяной пласт. Установка для получения парогазовой смеси характеризуется тем, что она содержит парогазогенератор, состоящий из смесительной головки, охлаждаемой водой камеры сгорания и камеры смешения.

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.

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

Изобретение относится к области добычи углеводородов, более конкретно к соединительным элементам, предназначенным для стыковки изолированных кабелей и/или вводных кабелей, используемых для нагрева пластов.

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождения.

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.

Настоящее изобретение относится к улучшению извлечения нефти из подземных образований. Применение по меньшей мере одного неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ, выбранного из соединений формулы R-O-(-CH2-CH(-CH3)-O-)m-(-CH2-CH2-O-)n-H, где R - додецильная группа -(CH2)11-(CH3), m - число от 0 до 20; n- число, превышающее m и равное от 5 до 40, для предотвращения удержания анионного ПАВ в нефтяном коллекторе, в частности в карбонатном или глинистом коллекторе, указанное НПАВ применяется по меньшей мере в качестве средства, препятствующего удержанию АПАВ, вводимого в комбинации с ним, и/или в качестве защитного средства, вводимого перед введением АПАВ, и/или для десорбции АПАВ, предварительно заключенных в коллекторе.

Группа изобретений относится к способу прекращения или по меньшей мере сокращения неконтролируемого выделения углеводородов, фонтанирования из буровой скважины для добычи углеводородов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ. Может быть использовано для ликвидации заколонных перетоков в скважине, отключения пластов и герметизации эксплуатационных колонн.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов и снижения обводненности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяной залежи.

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки нефтяных пластов. Технический результат заявленного изобретения заключается в повышении эффективности микробиологического воздействия на пласт и увеличения охвата пласта, снижении обводненности.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений и добыче нефти, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к мицеллярным растворам для извлечения нефти из пластов. Технический результат - повышение интенсификации добычи нефти повышенной и высокой вязкости из нефтенасыщенной части продуктивного пласта и ограничение водопритока из водонасыщенной части этого же пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке карбонатных нефтяных пластов. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой продукции.

Группа изобретений относится к области техники, связанной с использованием раствора(ов) на основе полимеров в подземных пластах месторождений, в частности в методах повышения нефтеотдачи пласта.

Изобретение относится к частицам расклинивающего наполнителя для гидравлического разрыва подземного пласта. Способ изготовления частиц расклинивающего наполнителя включает изготовление суспензии керамического сырьевого материала, включающей реагент, содержащий полисахарид, характеризующейся содержанием твердой фазы приблизительно от 25 до 75 вес.%, формирование капель суспензии пропусканием суспензии через сопло при подвергании ее вибрации, при скорости пропускания приблизительно от 0,2 до 3 кг/ч, приведение капель суспензии в контакт с поверхностью жидкости, содержащей коагулянт, извлечение капель из жидкости, высушивание капель с образованием отформованных гранул и спекание гранул в температурном интервале с формированием частиц расклинивающего наполнителя.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт путем исключения загрязнения призабойной зоны пласта вторичными осадками за счет стабилизации ионов трехвалентного железа, увеличение проникающей способности кислотного состава за счет снижения межфазного натяжения на границе с нефтью, увеличение текущей нефтеотдачи пласта. По первому варианту кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ 0,05-1,5; уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное. По второму варианту кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; НПАВ 0,05-1,5; биополимер 0,01-0,3; уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное. По третьему варианту кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; НПАВ 0,05-1,5; уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; анионогенное поверхностно-активное вещество АПАВ 0,01-0,5; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное. По четвертому варианту кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; НПАВ 0,05-1,5; биополимер 0,01-0,3; уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; АПАВ 0,01-0,5; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное. 4 н.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл., 3 пр.
Наверх