Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти на залежах с низким пластовым давлением и наличием газовых шапок с одновременным снижением затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки. Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины включает строительство горизонтальной скважины с вскрытием продуктивного пласта, спуск насосно-компрессорных труб НКТ, подачу теплоносителя по НКТ и отбор продукции скважины. До начала строительства горизонтальной скважины производят исследования месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок. Горизонтальную скважину располагают под газовой шапкой. При строительстве в ней располагают устройство контроля давления и температуры. В качестве рабочего агента применяют водяной пар, который циклически нагнетают при давлении, не превышающем давление в газовой шапке, сочетая с ожиданием термокапиллярной пропитки и последующим отбором продукции по НКТ. 1 ил., 1 пр.

 

Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано для разработки залежей углеводородных флюидов, в частности, при добыче высоковязкой нефти и природного битума.

Известен способ разработки и добычи высоковязкой нефти (заявка РФ №2007122922/03, Е21В 43/24, опубл. 27.12.2008), включающий бурение этажной горизонтальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости, при этом окна зарезки горизонтальных стволов располагаются в нефтенасыщенном пласте на расстоянии 8-10 м друг от друга, а вытеснение вязкой нефти или битума производится с помощью закачки теплоносителя. Горизонтальные стволы бурятся по восходящей траектории и размещаются по направлению к купольной части залежи, забой каждого ствола располагается выше окна зарезки. Закачка теплоносителя ведется через насосно-компрессорные трубы (НКТ) верхнего горизонтального ствола, а отбор жидкости - через НКТ нижнего горизонтального.

Недостатками данного способа являются высокая стоимость бурения этажной горизотальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости, сложность монтажа спускаемого оборудования. Необходимость бурения двух горизонтальных стволов скважины ограничивает выбор разрабатываемого участка по толщине продуктивного пласта. Недостатком этого способа также является невозможность исследований месторождений для выделения участков с наличием газовых шапок, что приведет к неоптимальной закачке пара (теплоносителя) и, как следствие, к значительным энергетическим затратам и снижению прогрева и добычи высоковязкой нефти, так как при закачке пара в нагнетательную скважину будут происходить большие теплопотери за счет утечки пара в газовую шапку.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины (патент РФ №2067168, Е21В 43/24, опубл. 27.09.1996), включающий добычу высоковязкой нефти методом циклической закачки теплоносителя в конечную часть ствола горизонтальной скважины и отбора жидкости из отделенной пакером зоны закачки пара ближайшего участка. Способ реализуется следующим образом: по кольцевым образующим в начале и в конце горизонтальной части участка эксплуатационной колонны скважины производится перфорация, к ближайшему к забою интервалу перфорации спускаются НКТ, снабженные пакерным устройством, разобщающим горизонтальный ствол скважины между этими двумя группами перфорации. Теплоноситель закачивается по НКТ в пласт через удаленную зону перфорации, а жидкость отбирается из ближней от устья зоны перфорации. Транспорт жидкости на поверхность производится по кольцевому межтрубному пространству скважины.

Недостатком этого способа является невозможность исследования месторождений для выделения участков с наличием газовых шапок, что приведет к неоптимальной закачке пара (теплоносителя) и, как следствие, к значительным энергетическим затратам и снижению прогрева и добычи высоковязкой нефти, так как при закачке пара в нагнетательную скважину будут происходить большие теплопотери за счет утечки пара в газовую шапку. Также недостатками являются в предложенном способе использование только фонтанного способа подъема жидкости на поверхность по межтрубному пространству, что дает нестабильный и низкий отбор жидкости, а также исключение предварительного прогрева всей зоны.

Техническими задачами способа разработки залежи битуминозной нефти являются расширение функциональных возможностей за счет возможности подъема продукции из залежей с низким пластовым давлением, а также применение на залежах с наличием газовых шапок и снижение затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки благодаря контролю распространения теплового воздействия, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению коэффициента извлечения нефти (КИН).

Технические задачи решаются способом разработки битуминозной нефти из горизонтальной скважины, включающим строительство горизонтальной скважины с вскрытием продуктивного пласта, спуск НКТ, подачу теплоносителя по НКТ и отбор продукции скважины.

Новым является то, что до начала строительства скважины производят исследование месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок, горизонтальную скважину располагают под газовой шапкой, а при строительстве в ней располагают устройства контроля давления и температуры, в качестве рабочего агента применяют водяной пар, который циклически нагнетают при давлении, не превышающем давление в газовой шапке, сочетая с ожиданием термокапиллярной пропитки и последующим отбором продукции по НКТ.

На чертеже изображена схема реализации способа разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины.

Способ реализуется в следующей последовательности.

Исследуют залежь 1 для выделения участков с наличием газовых шапок 2 при помощи промыслово-геофизических методов, например импульсного нейтрон-нейтронного каротажа. На участке залежи 1 с наличием одной из газовых шапок 2 производят строительство скважины 3 с соответствующим вскрытым горизонтальным 4 участком, расположенным в залежи 1 ниже газовой шапки 2. При строительстве в скважине 3 располагают устройство 5 контроля давления и температуры. В горизонтальную скважину спускают НКТ 6. Закачку теплоносителя сначала производят через НКТ 6 в скважину 3 с прогревом продуктивного пласта залежи 1. Производят закачку в скважину 3 при давлении в призабойной зоне скважины 3, меньшем (например, на 10-15%), чем давление в газовой шапке 2, не допуская утечку закачиваемого пара через кровлю нефтеносного продуктивного пласта залежи 1 в газовую шапку 2. После прогрева залежи закачку пара прекращают для осуществления процесса термокапиллярной пропитки пласта (время термокапиллярной пропитки определяют эмпирическим путем), производят отбор продукции через горизонтальный участок 4 скважины 3 по НКТ 6, например, глубинно-насосным оборудованием (не показано) и контроль за состоянием отбираемого флюида за счет устройства контроля давления и температуры 5 при помощи наблюдательных скважин (не показаны) и аэрофотосъемки, а также снятия термограммы в горизонтальном участке 4 скважины 3 с определением зон наименьшего прогрева (не показаны). Циклы закачки пара, термокапиллярной пропитки и отбор нефти повторяются до максимального извлечения из залежи 1 высоковязкой нефти.

При превышении температуры в скважине 3 выше допустимой температуры (например, более 120°C) для глубинно-насосного оборудования, которую определяют устройством контроля 5 давления и температуры, приводящей к износу глубинно-насосного оборудования при отборе продукции из скважины 3, отбор разжиженной нефти снижают для охлаждения нефти в призабойной зоне пласта. В качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с инертным газом.

Пример конкретного выполнения

Предложенный способ разработки залежи углеводородных флюидов был рассмотрен на Улановском поднятии Ново-Елховского месторождения, исследования которой определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками:

- глубина залегания - 148 м;

- средняя общая толщина пласта - 30 м;

- нефтенасыщенная толщина пласта - 18 м;

- значение начального пластового давления - 0,9 МПа;

- начальная пластовая температура - 8°C;

- плотность нефти в пластовых условиях - 1,01 т/м3;

- коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 480140,5 мПа⋅с;

- коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,3 мПа⋅с;

- значение средней проницаемости по керну в пласте - 296 мкм2;

- значение средней пористости по керну в пласте - 0,16 д. ед.;

- средняя толщина газовой шапки на разрабатываемом участке - 7 м;

- давление в газовой шапке составляет - 0,9 МПа.

Исследуют залежь 1 для выделения участков с наличием газовых шапок 2. Газонасыщение в газовой шапке 2 составляло 71%. Расположили скважину 3 в нефтяной залежи 1 с соответствующим горизонтальным 4 участком. Скважину 3 оборудовали устройством контроля температуры и давления 5. Горизонтальный участок 4 скважины 3 вскрыли ниже газовой шапки 2 на 4 м. В горизонтальный ствол спустили НКТ 6. После обустройства скважины 3 через НКТ 6 в скважину 3 и далее в пласт залежи 1 производили закачку рабочего агента в объеме 5 тыс.т. В качестве теплоносителя использовался пар с температурой 191°C и сухостью 0,9 д. ед. После прогрева залежи 1 закачку пара прекратили для осуществления процесса термокапиллярной пропитки пласта. В течение 1,5 мес происходил процесс термокапиллярной пропитки залежи 1. По истечении полутора месяцев произвели отбор продукции по НКТ 6 из горизонтального участка 4 скважины 3, а контроль за состоянием отбираемого флюида осуществляли устройством контроля давления и температуры 5. Циклы закачки пара, термокапиллярной пропитки и отбора нефти повторили 5 раз.

Производили закачку по НКТ 6 в горизонтальный участок 4 скважины 3 при давлении в призабойной зоне скважины 3 меньше на 12,7% (0,8 МПа), чем давление (0,9 МПа) в газовой шапке 2, не допуская утечку закачиваемого пара через кровлю нефтеносной залежи 1 в газовую шапку 2 залежи 1.

При исследовании выявлены преимущества способа перед наиболее близким аналогом: снижение неэффективной закачки пара в 3,8 раза, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта на 14%, увеличение накопленной добычи нефти более чем на 6,2%.

Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как увеличение КИН на 0,10 д. ед., увеличение продолжительности эксплуатации месторождения, а также снижение затрат на прогрев пласта на 25%.

Пример осуществления предлагаемого изобретения показывает его полезность для разработки разведанных, но неэксплуатируемых (из-за высокой стоимости извлечения вязкого флюида) месторождений углеводородного сырья для повышения рентабельности разрабатываемых месторождений высоковязкой нефти и природных битумов.

Предлагаемый способ разработки залежей битуминозной нефти позволяет расширить функциональные возможности за счет применения на залежах с низким пластовым давлением и наличием газовых шапок, снизить затраты на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению КИН.

Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины, включающий строительство горизонтальной скважины с вскрытием продуктивного пласта, спуск насосно-компрессорных труб - НКТ, подачу теплоносителя по НКТ и отбор продукции скважины, отличающийся тем, что до начала строительства скважины производят исследования месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок, горизонтальную скважину располагают под газовой шапкой, а при строительстве в ней располагают устройство контроля давления и температуры, в качестве рабочего агента применяют водяной пар, который циклически нагнетают при давлении, не превышающем давление в газовой шапке, сочетая с ожиданием термокапиллярной пропитки и последующим отбором продукции по НКТ.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности реализации способа, равномерная и полная выработка запасов высоковязкой нефти или битума из залежи, увеличение охвата залежи тепловым воздействием с одновременным снижением эксплуатационных затрат.

Способ бурения бокового ствола нефтяной скважины включает сплошное вырезание интервала эксплуатационной колонны и цементного камня цилиндрической формы сверху и усеченного конуса снизу, изоляцию интервала расширения путем установки легкоразбуриваемой вставки из мягкого металла цилиндрической формы длиной более длины интервала вырезания, в верхней части которой выполнен канал, закачивание в интервал расширения твердеющего герметизирующего состава, разбуривание после его полимеризации легкоразбуриваемой вставки, установку в основном стволе временного цементного моста ниже точки зарезки бокового ствола и клина-отклонителя, разбуривание бокового ствола через затвердевший герметичный состав, бурение бокового ствола из основного, открывание основного ствола разбуриванием клина-отклонителя и временного цементного моста.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи битумных залежей с газовой шапкой.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности и качества паротеплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью, сохранение коллекторских свойств пласта, снижение тепловых потерь при реализации способа.

Изобретение относится к разработке нефтяных пластов и может быть использовано на нефтяных месторождениях с глубоким залеганием продуктивного пласта и присутствием нижележащего водоносного горизонта.

Изобретение относится к средствам управления направленным бурением для обеспечения горизонтального направленного бурения. Техническим результатом является повышение точности определения положения бурового инструмента.

Группа изобретений относится к области бурения. Система для контроля направления буровой компоновки в скважине содержит корпус, канал переменного потока флюида в корпусе, управляемый флюидом механизм привода в гидравлическом соединении с каналом переменного потока флюида, и отклоняющий сердечник, подсоединенный к выходу управляемого флюидом механизма привода.
Изобретение относится к бурению, а именно к способам контроля бурения скважин. Способ включает в себя бурение ствола скважины компоновкой бурильной колонны, состоящей из бурильных труб, долота, забойного двигателя, переводника, в котором расположен скважинный прибор, включающий в себя трехосевой датчик ускорения, и телеметрической системы, передающей информацию от скважинного прибора по беспроводному каналу связи на поверхность, при этом датчиком ускорения измеряется ускорение прибора по трем взаимно ортогональным осям, определяется средний темп повышенных ударных нагрузок по каждой из осей акселерометра и общее число превышений пороговых значений ускорения в процессе бурения, полученные значения кодируются и передаются телеметрической системой на поверхность, на основании полученных данных принимается решение о необходимости изменения режимов процесса бурения.

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Способ отклонения расширяемого узла с закругленной головкой содержит введение узла с закругленной головкой в основной ствол скважины, причем узел с закругленной головкой содержит корпус и наконечник с закругленной головкой, расположенный на дальнем конце корпуса и выполненный с возможностью перемещения между стандартной конфигурацией, в которой наконечник с закругленной головкой имеет первый диаметр, и приведенной в действие конфигурацией, в которой наконечник с закругленной головкой имеет второй диаметр, отличающийся от первого диаметра, продвижение узла с закругленной головкой к отклонителю, расположенному внутри основного ствола скважины и определяющему первый канал, имеющий заранее заданный диаметр и сообщающийся с нижним участком основного ствола скважины, и второй канал, сообщающийся с боковым стволом, и направление узла с закругленной головкой в нижний участок основного ствола скважины или боковой ствол на основании диаметра наконечника с закругленной головкой по сравнению с заранее заданным диаметром.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутрискважинном оборудовании и разрушения водонефтяной эмульсии в скважине при эксплуатации скважины, добывающей высоковязкую нефть.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности реализации способа, равномерная и полная выработка запасов высоковязкой нефти или битума из залежи, увеличение охвата залежи тепловым воздействием с одновременным снижением эксплуатационных затрат.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи битумных залежей с газовой шапкой.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при термошахтной разработке месторождения высоковязкой нефти. Техническим результатом является повышение надежности работы отсекателя.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности и качества паротеплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью, сохранение коллекторских свойств пласта, снижение тепловых потерь при реализации способа.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при термошахтной разработке месторождения высоковязкой нефти. Технический результат - улучшение условий работы операторов в нефтяных шахтах при снижении затрат на вентиляцию уклонного блока.

Изобретение относится к механически несущему и электрически изолирующему механическому соединению (1) удлиненного полого тела (3), состоящего из электрически проводящего материала и проходящего вдоль оси (А), в частности полого цилиндра, с соединительным элементом (5), состоящим из электрически проводящего материала и проходящим вдоль оси.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения битуминозной нефти без больших затрат времени и средств на прогрев зон пласта, неохваченных прогревом и добычей.

Группа изобретений касается конденсаторного устройства для проводящего шлейфа устройства для добычи «на месте» тяжелой нефти и битумов из месторождений нефтеносного песка, проводящего шлейфа, включающего в себя множество проводящих элементов, и конденсаторного устройства и способа изготовления проводящего шлейфа.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти с одновременным снижением затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки. Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины включает строительство горизонтальной скважины с вскрытием продуктивного пласта, спуск насосно-компрессорных труб НКТ, подачу теплоносителя по НКТ и отбор продукции скважины. До начала строительства скважины производят исследования месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок. Бурят оценочную скважину над горизонтальной скважиной с вскрытием газовой шапки. Горизонтальную скважину располагают под газовой шапкой. При строительстве в скважинах располагают устройства контроля давления и температуры. В качестве рабочего агента для оценочной скважины применяют инертный газ, который нагнетают в газовую шапку, соблюдая условие, что давление в газовой шапке должно быть больше на 5-20% давления нагнетания рабочего агента в горизонтальную скважину. В качестве рабочего агента для горизонтальной скважины применяют водяной пар, который нагнетают циклически, сочетая с ожиданием термокапиллярной пропитки и последующим отбором продукции по НКТ. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти на залежах с низким пластовым давлением и наличием газовых шапок с одновременным снижением затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки. Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины включает строительство горизонтальной скважины с вскрытием продуктивного пласта, спуск насосно-компрессорных труб НКТ, подачу теплоносителя по НКТ и отбор продукции скважины. До начала строительства горизонтальной скважины производят исследования месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок. Горизонтальную скважину располагают под газовой шапкой. При строительстве в ней располагают устройство контроля давления и температуры. В качестве рабочего агента применяют водяной пар, который циклически нагнетают при давлении, не превышающем давление в газовой шапке, сочетая с ожиданием термокапиллярной пропитки и последующим отбором продукции по НКТ. 1 ил., 1 пр.

Наверх