Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - снижение затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя к забою добывающих скважин, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению коэффициента извлечения нефти. Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием включает строительство в пределах одного пласта параллельных горизонтальных или наклонно-горизонтальных скважин и одной дополнительной горизонтальной или наклонно-горизонтальной скважины, расположенной на равном расстоянии от забоев указанных скважин, исключающем прорыв теплоносителя, но позволяющем создать гидродинамическую связь с параллельными скважинами, закачку теплоносителя в пласт и отбор продукции из него. Все скважины эксплуатируют в пароциклическом режиме с отбором после термокапилярной пропитки. Из параллельных скважин ведут отбор с контролем температуры отбираемой продукции. Закачку теплоносителя в параллельные скважины ведут от входа в пласт, а в дополнительной скважине - со смещением интервала закачки, устанавливая этот интервал напротив одной из параллельных скважин с наименьшей температурой отбираемой продукции. Для исключения прорыва теплоносителя и поддержания температуры в паровой камере отбор продукции из дополнительной скважины увеличивают, если средняя температура отбираемой продукции из горизонтальных скважин вырастает более чем на 5%, либо уменьшают, если средняя температура отбираемой продукции из горизонтальных скважин снижается более чем на 5%. 1 ил., 1 пр.

 

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую и тяжелую нефть.

Известен способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием (патент RU №2442884, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №5 от 20.02.2012), включающий строительство скважины, обсаженной обсадными трубами, спуск в нее двух колонн труб на разные глубины в интервал продуктивного пласта с пакером, закачку теплоносителя по одной колонне труб и отбор продукции по второй колонне труб. Горизонтальную нагнетательную скважину бурят по направлению к горизонтальной добывающей скважине в том же интервале с последующим строительством из горизонтальных участков разнонаправленных боковых стволов, параллельных горизонтальной добывающей скважине с шагом 50-400 м от нее и вторичным вскрытием этих стволов.

Недостатком способа является то, что бурение и дальнейшая эксплуатация многозабойных скважин предусматривают определенные риски. Кроме этого, не прогревается вся залежь и сложно прогревать отдельные необходимые участки пласта.

Известен также способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием (патент RU №2526047, МПК Е21В 43/24, Е21В 7/04, опубл. в бюл. №5 от 20.08.2014), включающий бурение в пределах одного пласта параллельных горизонтальных или наклонно-горизонтальных нагнетательных скважин и добывающей скважины, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающей скважины. Добывающую скважину располагают на равном расчетном расстоянии от забоев нагнетательных скважин, исключающем прорыв теплоносителя, но позволяющем создать гидродинамическую связь с нагнетательными скважинами, при этом нагнетательные скважины снабжают двумя параллельными каналами с чередующимися по расстоянию фильтрами в продуктивном пласте, причем каналы используют для нагнетания теплоносителя, а после прогрева пласта один из каналов - для внутрискважинного перетока продукции в сторону добывающей скважины.

Недостатками способа являются отсутствие контроля температуры отбираемой продукции, что при дальнейшей эксплуатации приведет к прорыву пара к забою пара к забою добывающих скважин. Невозможность регулирования расширения паровых камер на добывающих скважинах, приводящее к низким показателям добычи нефти.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воз/действием за счет контроля температуры в добывающих скважинах и изменения места закачки пара в нагнетательной скважине.

Поставленная техническая задача решается предлагаемым способом разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием, строительство в пределах одного пласта параллельных горизонтальных или наклонно-горизонтальных скважин и одной дополнительной горизонтальной или наклонно-горизонтальной скважины, расположенной на равном расстоянии от забоев указанных скважин, исключающем прорыв теплоносителя, но позволяющем создать гидродинамическую связь с параллельными скважинами, закачку теплоносителя в пласт и отбор продукции из него.

Новым является то, что все скважины эксплуатируют в пароциклическом режиме с отбором после термокапилярной пропитки, из параллельных скважин ведут отбор с контролем температуры отбираемой продукции, причем закачку теплоносителя в параллельные скважины ведут от входа в пласт, а в дополнительной скважине - со смещением интервала закачки, устанавливая этот интервал напротив одной из параллельных скважин с наименьшей температурой отбираемой продукции, при этом для исключения прорыва теплоносителя отбор продукции из дополнительной скважины увеличивают, если средняя температура отбираемой продукции из горизонтальных скважин вырастает более чем на 5%, либо уменьшают, если средняя температура отбираемой продукции из горизонтальных скважин снижается более чем на 5% для поддержания температуры в паровой камере.

На чертеже изображена схема реализации способа.

Способ реализуется в следующей последовательности.

На пласте 1 залежи производят строительство параллельных горизонтальных или наклонно-горизонтальных скважин 2, 3, 4, 5, с соответствующими горизонтальными участками 7, 8, 9 и 10. При строительстве в скважинах 2, 3, 4 и 5 располагают устройства контроля температуры и давления 10, 11, 12 и 13 (например, оптико-волоконный кабель с датчиками). В пласте 1 произвели также строительство дополнительной горизонтальной или наклонно-горизонтальной скважины 14, расположенной на равном расстоянии от забоев указанных скважин 2, 3, 4 и 5.

Закачку теплоносителя сначала производят в горизонтальные участки 7, 8, 9 и 10 скважин 2, 3, 4 и 5 и в скважину 14 с прогревом продуктивного пласта 1. После прогрева пласта 1 залежи закачку пара в эти скважины прекращают для осуществления процесса термокапиллярной пропитки пласта 1 (время пропитки определяют эмпирическим путем), производят отбор продукции через горизонтальные участки 7, 8, 9 и 10 скважин 2, 3, 4 и 5 и из скважины 14, например, по насосно-компрессорным трубам глубинно-насосным оборудованием, (на фигуре не показаны) и контроль за состоянием отбираемого флюида с помощью устройств контроля давления и температуры 10, 11, 12 и 13. Закачку пара в скважину 14 проводят с изменением интервала нагнетания за счет, например, изменения интервала размещения выхода нагнетательной колонны труб (на фигуре не показана). Причем интервал закачки в скважине 14 выбирается напротив одной из параллельных скважин 2, 3, 4 или 5 с наименьшей температурой отбираемой продукции, которая определяется устройствами контроля давления и температуры 10, 11, 12 и 13 в этих скважинах. Распределение температуры в пласте 1 около скважин 2, 3, 4 и 5 может дополнительно контролироваться при помощи наблюдательных скважин (на фигуре не показаны) и аэрофотосъемки, а также снятия термограммы в горизонтальном участке 7, 8, 9 и 10 скважин 2, 3, 4 и 5 с определением зон наименьшего прогрева (на фигуре не показаны). Циклы закачки пара, термокапиллярной пропитки и отбор нефти в скважинах 2, 3, 4, 5 и 14 повторяются до максимального извлечения из пласта 1 залежи высоковязкой нефти.

Если средняя температура отбираемой продукции из горизонтальных скважин 2, 3, 4 и 5 повышается более чем на 5%, то отбор продукции из скважины 14 увеличивают. Если средняя температура отбираемой продукции из горизонтальных скважин 2, 3, 4 и 5 снижается более чем на 5%, то отбор продукции из скважины 14 уменьшают. Это необходимо для поддержания стабильной температуры в паровой камере (на фигуре не показана).

Пример конкретного выполнения.

Предложенный способ разработки залежи углеводородных флюидов был применен на Улановском поднятии Ново-Елховского месторождения, на участке 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°С;

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

- значение начального пластового давления 0,9 МПа;

- начальная пластовая температура - 8°С;

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

- коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях -48140,5 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.;

В пласте 1 залежи расположили скважины 2, 3, 4 и 5 в нефтяной залежи 1 с соответствующим горизонтальными участками 6, 7, 8 и 9. При строительстве в скважинах 2, 3, 4 и 5 располагают устройства контроля температуры и давления 10, 11, 12 и 13. В пласте 1 произвели также строительство дополнительной горизонтальной или наклонно-горизонтальной скважины 14, расположенной на равном расстоянии 6 м от забоев нагнетательных скважин 2, 3, 4 и 5, исключающим прорыв теплоносителя, но позволяющим создать гидродинамическую связь с параллельными скважинами 2, 3, 4 и 5.

После обустройства скважин 2, 3, 4, 5 и 4 их оборудовали НКТ для закачки и отбора продукции насосным оборудованием. В горизонтальные участки 6, 7, 8 и 9 соответствующих скважин 2, 3, 4 и 5 и в скважину 14 и далее в пласт 1 залежи производили закачку теплоносителя в объеме 5 тыс.т для каждой скважины. В качестве теплоносителя использовался пар с температурой 191°С и сухостью 0,9 д. ед. После прогрева пласта 1 залежи до температуры 180°С, определяемую устройствами контроля температуры и давления 10, 11, 12 и 13, закачку пара прекратили для осуществления процесса термокапиллярной пропитки пласта. В течение 1,5 мес. происходил процесс термокапиллярной пропитки пласта 1 залежи. По истечении пропитки произвели отбор продукции из скважин 2, 3, 4, 5 и. 14.

В скважинах 2 и 5 отбираемая продукция оказалась с наименьшей температурой 50°С, что подтверждено устройствами контроля давления и температуры 11 и 13. В процессе нагнетания в дополнительную скважину 14 произвели закачку пара в интервалы напротив скважин 2-3 тыс.т и скважины 5-2 тыс.т.

В процессе эксплуатации в горизонтальных скважинах 2, 3 и 4 возросла средняя температура на 20% до 120°С, после этого отбор продукции из скважины 14 увеличили с 160 т/сут до 200 т/сут.

При снижении средней температуры на 6% до 40°С в скважинах 2, 3 и 4 производили снижение отбора продукции из скважины 14 с 200 т/сут до 180 т/сут для поддержания стабильной температуры в паровой камере 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 коэффициента извлечения нефти (КИН) на 0,10 доли 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 и тяжелой нефти.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием позволяет снизить затраты на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя к забою добывающих скважин, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению КИН.

Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием, включающий строительство в пределах одного пласта параллельных горизонтальных или наклонно-горизонтальных скважин и одной дополнительной горизонтальной или наклонно-горизонтальной скважины, расположенной на равном расстоянии от забоев указанных скважин, исключающем прорыв теплоносителя, но позволяющем создать гидродинамическую связь с параллельными скважинами, закачку теплоносителя в пласт и отбор продукции из него, отличающийся тем, что все скважины эксплуатируют в пароциклическом режиме с отбором после термокапилярной пропитки, из параллельных скважин ведут отбор с контролем температуры отбираемой продукции, причем закачку теплоносителя в параллельные скважины ведут от входа в пласт, а в дополнительной скважине - со смещением интервала закачки, устанавливая этот интервал напротив одной из параллельных скважин с наименьшей температурой отбираемой продукции, при этом для исключения прорыва теплоносителя отбор продукции из дополнительной скважины увеличивают, если средняя температура отбираемой продукции из горизонтальных скважин вырастает более чем на 5%, либо уменьшают, если средняя температура отбираемой продукции из горизонтальных скважин снижается более чем на 5% для поддержания температуры в паровой камере.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области бурения боковых стволов нефтяных и газовых скважин. Способ расширения зоны дренирования горизонтального ствола скважины кислотной обработкой дальних участков пласта с созданием боковых каналов включает бурение основного горизонтального и боковых стволов, кислотную обработку боковых стволов.
Изобретение относится к устройствам для теплового бурения скважин во льду и может быть использовано для исследования внутреннего строения ледников и нагромождений морского льда - торосов и стамух.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – исключение непроизводительной эксплуатации и нагрева водонасыщенных зон пласта, создание локальной гидродинамической связи между скважинами и расширение ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на элементы насоса.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи пластового типа, и может быть использовано для добычи остаточной продукции пласта в обводненной залежи.

Изобретение относится к самовсплывающим подповерхностным океанографическим буйковым станциям, которые могут быть использованы в покрытых льдом акваториях, преимущественно в условиях Арктики.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи сверхвязкой нефти, повышение коэффициента охвата неоднородного участка залежи за счет разрушения глинистой перемычки.

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термическим способам добычи высоковязкой нефти и/или битума при наличии водоносных интервалов или водонефтяного контакта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при термическом способе добычи высоковязкой нефти и/или битума при наличии водоносных интервалов или водонефтяного контакта.

Группа изобретений относится к системе и способу управляемого создания боковых подземных тоннелей и мониторинга с поверхности их формирования в режиме реального времени.

Изобретение относится к области бурения боковых стволов нефтяных и газовых скважин. Способ расширения зоны дренирования горизонтального ствола скважины кислотной обработкой дальних участков пласта с созданием боковых каналов включает бурение основного горизонтального и боковых стволов, кислотную обработку боковых стволов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – исключение непроизводительной эксплуатации и нагрева водонасыщенных зон пласта, создание локальной гидродинамической связи между скважинами и расширение ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на элементы насоса.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – исключение непроизводительной эксплуатации и нагрева водонасыщенных зон пласта, создание локальной гидродинамической связи между скважинами и расширение ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на элементы насоса.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи пластового типа, и может быть использовано для добычи остаточной продукции пласта в обводненной залежи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи пластового типа, и может быть использовано для добычи остаточной продукции пласта в обводненной залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности технологии парогравитационного дренирования в залежи с наклоном кровли продуктивного пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину, повышение охвата паротепловым воздействием, снижение негативных последствий ухода пара вверх по структуре и ускорение достижения термогидродинамической связи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи сверхвязкой нефти, повышение коэффициента охвата неоднородного участка залежи за счет разрушения глинистой перемычки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи сверхвязкой нефти, повышение коэффициента охвата неоднородного участка залежи за счет разрушения глинистой перемычки.

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

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

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам расчета динамического забойного давления в газоконденсатных скважинах. Способ включает определение дебита, относительной плотности газоконденсатной смеси, устьевых значений давления и температуры, фактические значения коэффициента гидравлического сопротивления, со спуском глубинного манометра до середины интервала перфорации.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - снижение затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя к забою добывающих скважин, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению коэффициента извлечения нефти. Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием включает строительство в пределах одного пласта параллельных горизонтальных или наклонно-горизонтальных скважин и одной дополнительной горизонтальной или наклонно-горизонтальной скважины, расположенной на равном расстоянии от забоев указанных скважин, исключающем прорыв теплоносителя, но позволяющем создать гидродинамическую связь с параллельными скважинами, закачку теплоносителя в пласт и отбор продукции из него. Все скважины эксплуатируют в пароциклическом режиме с отбором после термокапилярной пропитки. Из параллельных скважин ведут отбор с контролем температуры отбираемой продукции. Закачку теплоносителя в параллельные скважины ведут от входа в пласт, а в дополнительной скважине - со смещением интервала закачки, устанавливая этот интервал напротив одной из параллельных скважин с наименьшей температурой отбираемой продукции. Для исключения прорыва теплоносителя и поддержания температуры в паровой камере отбор продукции из дополнительной скважины увеличивают, если средняя температура отбираемой продукции из горизонтальных скважин вырастает более чем на 5, либо уменьшают, если средняя температура отбираемой продукции из горизонтальных скважин снижается более чем на 5. 1 ил., 1 пр.

Наверх