Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин

Авторы патента:

Ахмадуллин Роберт Рафаэлович (RU)

Амерханов Марат Инкилапович (RU)

Ахметшин Наиль Мунирович (RU)

Ахметзянов Фаниль Муктасимович (RU)

E21B43/24 - с применением тепла, например нагнетанием пара (нагревание, охлаждение или изоляция скважин E21B 36/00)

E21B43/22 - с применением химикалий или бактерий (E21B 43/27 имеет преимущество; добыча нефти из нефтеносных песков или сланцев - химическая часть C10G)

Владельцы патента RU 2663530:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку углеводородного растворителя и пара для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, перевод в режим закачки пара в нагнетательную скважину и отбора продукции в добывающей скважине. Предварительно лабораторными исследованиями на образце керна продуктивного пласта определяют скорость диффузии углеводородного растворителя в данном образце в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях. На основании данной скорости диффузии рассчитывается время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины по приведенному математическому выражению. При этом углеводородный растворитель закачивается в нагнетательную скважину до начала прогрева пласта закачкой пара. При этом закачка пара для освоения пары скважин начинается по истечении расчетного времени достижения растворителем добывающей скважины. Техническим результатом является сокращение расхода углеводородного растворителя как минимум в 1,5 раза, сокращение энергетических затрат на 15÷20% за счет ускорения выхода более чем в 2 раза на промышленную добычу высоковязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.

Известен способ разработки залежей сверхвязких нефтей (патент RU №2470149, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №35 от 20.12.2012), включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя в нагнетательную скважину с поддержанием температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода пар - углеводородный растворитель и последующий отбор продукции из добывающей скважины, при этом совместно с закачкой пара закачивают 20-40%-ный водный раствор карбамида из расчета 12-15 т на 100 м горизонтального ствола скважины в пропорции к пару 8:1, затем закачивают пар до восстановления температуры в пласте не менее 150°С, далее закачивают пар с углеводородным растворителем, объем которого выбирают исходя из формулы:

где m - коэффициент пористости, д. ед.;

L - длина работающей части пласта (выделенная на основе данных геофизических исследований (ГИС), м;

Н - высота паровой камеры, м; после закачки углеводородного растворителя с паром переходят на закачку пара, пока дебит в добывающей скважине не снизится до значения, предшествующего началу обработки залежи раствором карбамида и углеводородным растворителем с паром в данной скважине, после чего обработку залежи периодически повторяют, пока прирост дебита в добывающей скважине не будет меньше на 10% от значения, предшествующего началу обработки залежи.

Известен способ разработки нефтебитумной залежи (патент RU №2387818, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №12 от 27.04.2010), включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции, при этом в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, а совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар-углеводородный растворитель.

Недостатками известных способов являются снижение давления в паровой камере по мере использования растворителя и перехода его из паровой фазы в жидкую, значительный расход растворителя на углеводородной основе, что негативно скажется на технико-экономических показателях работы скважин, непроизводительные потери растворителя в прилегающих пластах, сложность контроля термобарического состояния паровой камеры, возможные выпадения в осадок растворителя при высоких значениях температуры.

Техническими задачами заявляемого способа являются сокращение расхода растворителя за счет отсутствия выпадения в осадок растворителя при высоких температурах и продавливания растворителя паром в зоны, не охваченные прогревом и добычей, сокращение энергетических затрат за счет поддержания давления в паровой камере и предварительной закачки растворителя в нагнетательную скважину перед закачкой пара для растворения части высоковязкой нефти и повышения ее подвижности и создания каналов проникновения высоковязкой нефти к нижней добывающей скважине при последующем гравитационном дренировании с закачкой пара.

Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающим строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку углеводородного растворителя и пара для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, перевод в режим закачки пара в нагнетательную скважину и отбора продукции в добывающей скважине.

Новым является то, что предварительно лабораторными исследованиями на образце керна продуктивного пласта определяют скорость диффузии углеводородного растворителя в данном образце в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях, на основании данной скорости диффузии рассчитывается время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины по формуле:

где t - время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины, ч;

h - расстояние по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины, м;

υ - скорость диффузии углеводородного растворителя в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях, м/ч,

до начала прогрева пласта закачкой пара, в нагнетательную скважину закачивается углеводородный растворитель в объеме, рассчитанном по формуле:

где V - объем закачки углеводородного растворителя, м³;

K=1÷3 - безразмерный коэффициент, выбираемый в зависимости от геолого-физических свойств пласта;

d - диаметр фильтра, м;

L - длина горизонтальной фильтровой части скважины, м, при этом закачка пара для освоения пары скважин начинается по истечении расчетного времени достижения растворителем добывающей скважины.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин включает строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине. Предварительно лабораторными исследованиями на образце керна продуктивного пласта определяют скорость диффузии углеводородного растворителя в данном образце в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях, на основании данной скорости диффузии рассчитывается время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины по формуле:

h - расстояние по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины, м;

υ - скорость диффузии углеводородного растворителя в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях, м/ч.

В нагнетательную скважину закачивается углеводородный растворитель в объеме, рассчитанном по формуле:

где V - объем закачки углеводородного растворителя, м³;

K=1÷3 - безразмерный коэффициент, выбираемый в зависимости от геолого-физических свойств пласта;

d - диаметр фильтра, м;

L - длина горизонтальной фильтровой части нагнетательной скважины, м. Причем K=1÷3 выбирают в зависимости от геолого-физических свойств пласта в соответствие с таблицей:

При разбросе параметров геолого-физических свойств пласта K присваивают максимальное значение из возможных.

Закачка пара (по известной из аналогов технологии) в обе скважин для прогрева пласта начинается после истечения расчетного времени достижения растворителем добывающей скважины, определяемого по формуле [1].

После образования паровой камеры, что контролируется при помощи геофизических исследований, переводят верхнюю нагнетательную скважину в режим закачки пара, а нижнюю добывающую скважину - отбора продукции.

Пример конкретного выполнения

Эксплуатируют пару скважин на месторождении высоковязкой нефти. Вязкость нефти составляет 10849*10-6 м²/с (при 8°С). Исходя из вязкости нефти выбирают коэффициент K=3.

Нагнетательная скважина с горизонтальным стволом длиной 758 м на глубине 121 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм, забой скважины на глубине 1148 м. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром диаметром 168 мм. Добывающая скважина с горизонтальным стволом длиной 749 м на глубине 126 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм, забой скважины на глубине 1139 м. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром диаметром 168 мм. Среднее расстояние по вертикали между скважинами составило h=5 м.

Лабораторными исследованиями на образце керна данного продуктивного пласта определяется скорость диффузии углеводородного растворителя в данном образце в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях υ=0,11 м/ч.

По формуле [1] определили время прохождения растворителя между скважинами:

Количество закачиваемого углеводородного растворителя определили по формуле [2]:

В нагнетательную скважину закачивают расчетный объем растворителя - 50 м³ и оставляют на выдержку (согласно лабораторным исследованиям) на 45 часов.

Далее при прогреве пласта в верхнюю нагнетательную скважину закачивают объем пара 6518 тонн со среднесуточным расходом 100 т/сут, а в нижнюю добывающую скважину закачивают объем пара 4794 тонн со среднесуточным расходом 80 т/сут, далее останавливают закачку на выдержку для термокапиллярной пропитки на 19 суток, после чего проводят термобарометрические измерения в добывающей скважине посредством геофизических исследований, и спускают электроцентробежный насос ЭЦН5-125-400 на гл. 483 м и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра. Начинают вести закачку пара в нагнетательную скважину с суточным расходом 160 т/сут и отбирать продукцию с добывающей скважины с дебитом 150 т/сут.

При этом нефть была получена на данной скважине на 3 сутки после начала отбора, а на соседних скважинах, не обработанных заранее растворителем, не ранее 8-х суток. Расход растворителя уменьшился примерно в 1,5÷2 раза по сравнению с аналогами. Экономия энергии на выработку пара для закачки и прогрева пласта при освоении для одной пары скважин составила 15÷20% по сравнению с аналогичными скважинами, работающими по технологии, описанной в наиболее близком аналоге.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин позволяет сократить расход углеводородного растворителя как минимум в 1,5 раза, сократить энергетические затраты на 15÷20% за счет ускорения выхода более чем в 2 раза на промышленную добычу высоковязкой нефти.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку углеводородного растворителя и пара для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, перевод в режим закачки пара в нагнетательную скважину и отбор продукции в добывающей скважине, отличающийся тем, что предварительно лабораторными исследованиями на образце керна продуктивного пласта определяют скорость диффузии углеводородного растворителя в данном образце в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях, на основании данной скорости диффузии рассчитывается время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины по формуле:

h - расстояние по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины, м;

где V - объем закачки углеводородного растворителя, м³;

K=1÷3 безразмерный коэффициент, выбираемый в зависимости от геолого-физических свойств пласта;

d - диаметр фильтра, м;

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение дебита не менее чем на 50% за счет увеличения площади фильтрации добывающей скважины.

Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть // 2663528

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, проведение в горизонтальном стволе нагнетательной скважины геофизических исследований по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ разного диаметра так, что конец колонны меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, осуществление регулируемой закачки пара в обе скважины через колонны НКТ различного диаметра, проведение в добывающей скважине геофизических исследований по определению распределения давления и температуры по стволу, выявление переходной зоны с температурой между большим и меньшим прогревом и определение в выявленной зоне интервала с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе.

Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть // 2663528

Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть // 2663527

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин // 2663526

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - ускорение выхода на промышленную эксплуатацию залежи, сокращение энергетических затрат, эффективная добыча продукции.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами // 2663524

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при температурах выше 180°С, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет наличия отсекающего пакера, исключающего попадание водоизолирующего состава на вход насоса с одновременным снижением материальных затрат.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами // 2663521

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при воздействии на него в течение продолжительного времени высокими температурами не менее 180°С, исключение саморазрушения водоизолирующего состава до создания устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на вход насоса с одновременным снижением материальных затрат.

Обработка попутно добываемой воды и осаждение твердых веществ из отходящего потока термической обработки // 2662480

Группа изобретений относиться к обработке попутно добываемой воды. Технический результат – улучшение качества обработки попутно добываемой воды, возможность повторного использования в системе извлечения тяжелой нефти.

Способ подземно-поверхностной разработки месторождений высоковязкой нефти при проходке горных выработок и устройство микротоннеля для его реализации // 2661958

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти. Способ включает проходку подземной горной выработки методом микротоннелирования с входным наклонным, горизонтальным, выходным наклонным участками с последующим бурением из горизонтального участка подземных парораспределительных и добывающих скважин и установкой герметичных перемычек во входном наклонном и выходном наклонном участках микротоннеля с переводом его эксплуатации в режим горизонтальной разветвленной скважины большого диаметра.

Оптимизированная добыча посредством геологического картирования // 2661956

Изобретение относится к способу и системе оптимизации добычи в скважине. Техническим результатом является оптимизация добычи углеводородного сырья из скважины.

Системы и способы получения диметилсульфида из кислого газа // 2662811

Изобретение относится к способу добычи нефти, включающему в себя отделение метана и отделение сероводорода из кислого газа, содержащего метан и сероводород; получение монооксида углерода и водорода из по меньшей мере части отделенного метана; получение метанола из по меньшей мере части полученного монооксида углерода и по меньшей мере части полученного водорода; получение диметилсульфида из по меньшей мере части полученного метанола и по меньшей мере части отделенного сероводорода; получение композиции для извлечения нефти, которая содержит по меньшей мере 75 мол.% диметилсульфида, из по меньшей мере части полученного диметилсульфида; введение указанной композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт, содержащий нефть; контактирование указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте и после контактирования указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте добычу текучей среды из указанного нефтеносного пласта, при этом добываемая текучая среда содержит по меньшей мере часть нефти из нефтеносного пласта.

Способ глушения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях (варианты) // 2662721

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором, а также нефтяных и газовых скважин, вскрывших пласты с аномально-низким или аномально-высоким пластовым давлением.

Способ глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта (варианты) // 2662720

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - повышение эффективности геолого-технических мероприятий по глушению нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта.

Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины // 2661973

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для ограничения водопритоков в добывающие скважины либо для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

Способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта закачкой инвертной эмульсии // 2660967

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.

Гелевые композиции для применения в гидроразрыве пластов // 2660810

Изобретение относится к композициям и жидкостям, используемым при обработке скважин гидравлическим разрывом. Гелевая композиция, содержащая акриламидный полимер или сополимер, поперечно сшитый диальдегидом, полученная смешиванием акриламидного полимера или сополимера с диальдегидом в водном растворе при рН в диапазоне от приблизительно 9,0 до приблизительно 11, где акриламидный полимер или сополимер имеет заряд в пределах от приблизительно 15 до приблизительно 35 мол.%, а молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в пределах примерно больше, чем от приблизительно 1,1 до приблизительно 2,0.

Система и способ обработки подземного пласта с помощью отклоняющей композиции // 2659929

Группа изобретений относится к обработке подземного пласта и, в том числе, его гидроразрыва, исключающей нарушение свойств пласта и предусматривающей использование потоков разбавленной жидкости и высоконагруженной жидкости.

Способ глушения нефтяных и газовых скважин // 2659046

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Сущность изобретения заключается в том, что способ включает последовательную закачку в призабойную зону пласта активной пачки и продавочной жидкости.

Способ разработки нефтяной залежи // 2657904

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных нефтяных пластов на последних стадиях разработки. Применение коагулянта, полученного из титансодержащей руды лейкоксен, в виде его 1-30%-ной водной суспензии для обработки обводненного нефтяного пласта путем закачки ее в указанный нефтяной пласт при общем объеме закачки 600-3600 м3 циклами с количеством циклов 3-5, временем выдержки между циклами 36-72 часа, после окончания последнего периода выдержки в пласт продолжают нагнетание подтоварной воды, буровых сточных вод, воды из любого природного источника, резервуара или специально приготовленных дисперсий на основе древесной муки, глинопорошка, доломита, известняка и других материалов тонкого помола, с содержанием в своем составе не менее 1000 мг/дм3 тонкодисперсных взвесей, концентрация которых в воде достаточна для образования в пласте в зонах с повышенной проницаемостью в течение короткого времени - от одного до четырех месяцев при коагуляции взвесей коагулянтом, барьеров путем заполнения взвесями 0,1-0,3 поровых объемов высокопроницаемой среды в зоне расположения коагулянта.

Введение в ствол скважины флюида, содержащего печную пыль, через компоновку низа бурильной колонны // 2657276

Изобретение относится к подземным операциям и, в частности, к введению флюидов, содержащих печную пыль, в ствол скважины через компоновку низа бурильной колонны. Технический результат – повышение эффективности способа за счет сокращения времени на бурение, крепление и цементирование с вытесняющими жидкостями.

Способ разработки высоковязкой нефти // 2663532

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат -увеличение добычи и охвата вытеснением за счет включения в разработку незатронутых зон, обеспечение равномерной выработки запасов нефти с поддержанием оптимальной температуры для отбора продукции в дополнительной скважине, снижение паронефтяного отношения в 1,3 раза, снижение затрат на прогрев пласта. Способ разработки высоковязкой нефти включает строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры. Разработку ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. Строительство в зонах наименьшего прогрева между добывающими скважинами выше подошвы пласта или уровня водонефтяного контакта - ВНК не менее чем на 2 м дополнительной скважины, через которую производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции. Выше дополнительной скважины в зоне наименьшего прогрева, но на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, строят дополнительную нагнетательную скважину, через которую осуществляют закачку теплоносителя после начала отбора из дополнительной скважины в объеме, обеспечивающем равномерное распространение паровой камеры вокруг скважин и поддержание необходимой температуры для отбора продукции в дополнительной скважине. 2 ил., 1 пр.