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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки за счет расширения области теплового воздействия при одновременном снижении затрат, регулируемое завершение разработки залежи с сохранением структуры пласта, расширение технологических возможностей. В способе разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки горизонтальные пароциклические скважины размещают на периферии залежи, парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины размещают в центральной части залежи. В горизонтальных добывающих скважинах располагают устройства контроля температуры и давления. На ранней стадии разработки осуществляют закачку пара в горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины для прогрева продуктивного пласта, прекращают подачу пара для термокапиллярной пропитки залежи, затем горизонтальные добывающие скважины переводят под отбор продукции, горизонтальные нагнетательные скважины - под закачку пара. Горизонтальные пароциклические скважины эксплуатируют циклами - последовательными закачкой пара и отбором продукции. На поздней стадии разработки выбирают горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины с нерентабельным дебитом - с паронефтяным отношением больше 10. В указанных нерентабельных горизонтальных пароциклических и горизонтальных нагнетательных скважинах осуществляют регулируемое снижение объема закачки пара, исключающее резкое снижение давления - более 0,05 МПа/сут и температуры - более 1°С/сут в паровой камере, до температуры парообразования воды при начальном давлении в пласте. Указанные нерентабельные горизонтальные пароциклические скважины переводят под закачку горячей воды, а указанные нерентабельные горизонтальные нагнетательные скважины - под закачку газа. При достижении обводненности в указанных нерентабельных горизонтальных добывающих скважинах 98% и более их также переводят под закачку газа. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием тепла на поздней стадии разработки.

Известен способ разработки месторождения высоковязкой нефти (патент RU №2486334, МПК Е21В 43/24, C09K 8/592, опубл. 27.06.2013 в бюл. №18), включающий 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. При этом определяют концентрацию гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде, закачивают попутно добываемую воду с концентрацией гидрокарбонат-ионов не менее 3 г/л, а при концентрации гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде менее 3 г/л при температуре в паровой камере выше 100°С в попутно добываемую воду дополнительно вводят карбамид, после снижения температуры в паровой камере ниже 100°С в попутно добываемую воду вводят карбонат натрия или аммония или гидрокарбонат натрия или калия, разлагающиеся с выделением углекислого газа под действием тепла, аккумулированого в паровой камере.

Недостатком изобретения является то, что двуокись углерода 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. Неконтролируемая закачка пара способствует быстрому охлаждению паровой камеры и конденсации пара, что приводит к резкому снижению давления в паровой камере и разрушению структуры пласта.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки (патент RU №2611789, МПК Е21В 43/24, C09K 8/592, опубл. 01.03.2017 в бюл. №7), включающий закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, прекращение закачки пара на поздней стадии разработки, определение абсолютной отметки подошвенной и кровельной частей паровой камеры, закачку воды и газа. При этом 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, а азот закачивают в паровую камеру. Недостатки известного способа:

- неконтролируемые и нерегулируемые процессы закачки пара, воды и газа в пласт способствуют быстрому охлаждению паровой камеры и конденсации пара, что приводит к резкому снижению давления в паровой камере и разрушению структуры пласта, повышению материальных затрат и снижению эффективности разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки;

- закачка попутно добываемой воды ниже абсолютной отметки подошвенной части паровой камеры может привести к прорыву воды к забою добывающей скважины;

- бурение дополнительных оценочных скважин ведет к дополнительным расходам. Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности

разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки за счет расширения области теплового воздействия при одновременном снижении затрат, регулируемого завершения разработки залежи на поздней стадии разработки при сохранении структуры пласта, а также расширение технологических возможностей способа разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки.

Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки, характеризующимся тем, что горизонтальные пароциклические скважины размещают на периферии залежи, парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины размещают в центральной части залежи, в горизонтальных добывающих скважинах располагают устройства контроля температуры и давления, на ранней стадии разработки осуществляют закачку пара в горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины для прогрева продуктивного пласта, прекращают подачу пара для термокапиллярной пропитки залежи, затем горизонтальные добывающие скважины переводят под отбор продукции, горизонтальные нагнетательные скважины - под закачку пара, горизонтальные пароциклические скважины эксплуатируют циклами - последовательными закачкой пара и отбором продукции, на поздней стадии разработки выбирают горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины с нерентабельным дебитом - с паронефтяным отношением больше 10, в указанных нерентабельных горизонтальных пароциклических и горизонтальных нагнетательных скважинах осуществляют регулируемое снижение объема закачки пара, исключающее резкое снижение давления - более 0,05 МПа/сут и температуры - более 1°С/сут в паровой камере, до температуры парообразования воды при начальном давлении в пласте, указанные нерентабельные горизонтальные пароциклические скважины переводят под закачку горячей воды, а указанные нерентабельные горизонтальные нагнетательные скважины - под закачку газа, при достижении обводненности в указанных нерентабельных горизонтальных добывающих скважинах 98% и более их также переводят под закачку газа.

На фиг. 1 показана схема размещения горизонтальных пароциклических и парных нагнетательных и добывающих скважин (вид сверху). На фиг. 2 - разрез А-А (см. фиг. 1).

Сущность способа заключается в следующем.

Одним из известных способов разработки залежи 1 высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами является метод парогравитационного дренирования, разработку которого осуществляют горизонтальными пароциклическими скважинами 2'-2'', размещенными на периферии залежи 1, парными горизонтальными нагнетательными 3', 3'', 3''' и добывающими 4', 4'', 4''' скважинами, размещенными в центральной части залежи 1 (фиг. 1, 2). При строительстве в добывающих скважинах 4', 4'', 4''' располагают устройства контроля температуры и давления, например оптико-волоконный кабель с датчиками (на фиг. 1, 2 не показаны). На ранней стадии разработки осуществляют закачку пара в горизонтальные пароциклические 2', 2'' и парные нагнетательные 3', 3'', 3''' и добывающие 4', 4'', 4''' скважины для прогрева продуктивного пласта (фиг. 1, 2). Контролируют давление и температуру продуктивного пласта. Прекращают подачу пара для термокапиллярной пропитки залежи 1. Затем парные горизонтальные добывающие скважины 4', 4'', 4''' переводят под отбор продукции, а парные горизонтальные нагнетательные скважины 3', 3'', 3''' - под закачку пара. Горизонтальные пароциклические скважины 2'-2'' эксплуатируют циклами - последовательными закачкой пара и отбором продукции.

На поздней стадии разработки по уточненным геологическим данным выбирают участок залежи 1 высоковязкой и сверхвязкой нефти с текущей выработкой извлекаемых запасов залежи от 80%. Производят выбор скважин под прекращение закачки пара и закачку горячей воды и газа. Перед прекращением закачки пара выбирают горизонтальные скважины с нерентабельным дебитом нефти (после достижения отношения закачанного объема пара в нагнетательной скважине к отбираемому горизонтальной добывающей скважиной объему нефти больше 10). При достижении нерентабельного дебита нефти производят регулируемое снижение объема закачки пара в вышеуказанных скважинах, исключающее резкое снижение давления в паровой камере - более 0,05 МПа/сут и температуры - более 1°С/сут, до температуры парообразования воды при начальном давлении в пласте. Закачку пара прекращают.

Перед закачкой воды выбирают горизонтальные пароциклические скважины 2' 2'', размещенные на периферии залежи 1, с нерентабельным дебитом нефти и переводят выбранные горизонтальные пароциклические скважины под закачку горячей воды. Закачка горячей воды в горизонтальные пароциклические скважины обеспечивает повышение уровня водонефтяного контакта, способствует дополнительному охвату запасов нефти и их вытеснению в направлении горизонтальных добывающих скважин 4', 4'', 4'''.

Перед закачкой газа выбирают парные горизонтальные нагнетательные скважины 3', 3'', 3'''с нерентабельным дебитом нефти и переводят указанные скважины под закачку газа. При достижении обводненности парной горизонтальной добывающей скважины (4', 4'', 4''') 98% и более переводят ее под закачку газа. Путем закачки газа в скважины 3', 3'', 3''', 4', 4'', 4''' осуществляют регулируемое поддержание пластового давления в паровой камере, что позволяет производить отбор продукции и сохранить структуру пласта. В качестве закачиваемого газа могут быть использованы попутно добываемые, дымовые газы, азот.

При последующем снижении дебита нефти вышеописанный способ повторяют на следующих скважинах с нерентабельным дебитом нефти. Залежь разрабатывают до полного извлечения продукции скважин. Закачку газа и воды в скважины производят до полного заводнения паровой камеры.

Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки расширяет область теплового воздействия на продуктивный пласт, исключает возможность резкого снижения давления в паровой камере и разрушения структуры пласта, способствует полному извлечению продукции скважины, снижает материальные затраты, повышает эффективность разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки.

Предложенный способ разработки залежи углеводородных флюидов был опробован на Ашальчинском месторождении.

Определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками:

- глубина залегания - 90 м;

- средняя общая толщина пласта - 30 м;

- нефтенасыщенная толщина пласта - 18 м;

- значение начального пластового давления - 0,5 МПа;

- начальная пластовая температура - 8°С;

- плотность нефти в пластовых условиях - 970 кг/м3;

- коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 27170 мПа⋅с;

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

- значение средней пористости по керну в пласте - 0,30 доли ед.

Разработку залежи 1 высоковязкой и сверхвязкой нефти осуществляли тепловыми методами путем закачки пара в горизонтальные пароциклические 2'-2n и парные нагнетательные 3', 3'', 3''' и добывающие 4', 4'', 4''' скважины, прогревали продуктивный пласт с созданием паровой камеры. Остановили закачку пара для термокапиллярной пропитки залежи 1. Затем парные горизонтальные добывающие скважины 4', 4'', 4''' перевели под отбор продукции, а парные горизонтальные нагнетательные скважины 3', 3'', 3''' - под закачку пара. Горизонтальные пароциклические скважины 2'-2n эксплуатировали циклами - последовательными закачкой пара и отбором продукции.

На поздней стадии разработки залежи 1 сверхвязкой нефти выбрали участок с достигнутой текущей выработкой от извлекаемых запасов залежи 82%.

Произвели выбор скважин под прекращение закачки пара и закачку горячей воды и газа. Выбрали горизонтальные пароциклические 2' и 2'' и парные 3', 4', 3'', 4'' скважины с паронефтяным отношением (ПНО), равным 12, 14, 10,5 и 11 соответственно. В горизонтальных пароциклических скважинах 2' и 2'' снизили закачку пара до полной остановки и перевели их под нагнетание горячей воды в объеме 250000 м3. Закачку пара снижали при давлении, исключающем резкие снижения давления - более 0,05 МПа/сут и температуры - более 1°С/сут в паровой камере, до температуры парообразования воды -151°С при пластовом давлении 0,5 МПа. Температуру и давление контролировали с использованием устройств контроля.

Произвели закачку попутно добываемого газа в горизонтальные нагнетательные скважины 3', 3'' в объеме 380000 м3 с помощью компрессоров. Через 2 месяца обводненность парной горизонтальной добывающей скважины 4' составила 98,2%, перевели скважину 4' под закачку газа. После достижения обводненности парной горизонтальной добывающей скважины 4'' 98,5% перевели ее под закачку газа.

Разработку залежи продолжали, при этом повторяли указанные операции выбора скважин с нерентабельным дебитом нефти, регулируемое снижение объема закачки пара и перевод скважин под закачку воды и газа. Закачку газа и воды в скважины производили до полного заводнения паровой камеры, то есть до полной конденсации пара в воду в паровой камере.

Проведенные мероприятия позволяют завершить этап разработки залежи и исключить схлопывание пласта при снижении закачки пара и сохранении пластового давления за счет регулирования закачки попутно добываемой воды и газа без использования дорогостоящих реагентов. В результате проведенных мероприятий общий суточный дебит по добывающим скважинам выбранного участка увеличился с 3 до 7 т/сут.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки за счет расширения области теплового воздействия при одновременном снижении затрат, регулируемого завершения разработки залежи на поздней стадии разработки при сохранении структуры пласта, а также расширить технологические возможности способа 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, характеризующийся тем, что горизонтальные пароциклические скважины размещают на периферии залежи, парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины размещают в центральной части залежи, в горизонтальных добывающих скважинах располагают устройства контроля температуры и давления, на ранней стадии разработки осуществляют закачку пара в горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины для прогрева продуктивного пласта, прекращают подачу пара для термокапиллярной пропитки залежи, затем горизонтальные добывающие скважины переводят под отбор продукции, горизонтальные нагнетательные скважины - под закачку пара, горизонтальные пароциклические скважины эксплуатируют циклами - последовательными закачкой пара и отбором продукции, на поздней стадии разработки выбирают горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины с нерентабельным дебитом - с паронефтяным отношением больше 10, в указанных нерентабельных горизонтальных пароциклических и горизонтальных нагнетательных скважинах осуществляют регулируемое снижение объема закачки пара, исключающее резкое снижение давления - более 0,05 МПа/сут и температуры - более 1°С/сут в паровой камере, до температуры парообразования воды при начальном давлении в пласте, указанные нерентабельные горизонтальные пароциклические скважины переводят под закачку горячей воды, а указанные нерентабельные горизонтальные нагнетательные скважины - под закачку газа, при достижении обводненности в указанных нерентабельных горизонтальных добывающих скважинах 98% и более их также переводят под закачку газа.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к буровому долоту для использования в стволе скважины, способу и системе для бурения ствола скважины. Технический результат заключается в увеличении стабильности долота, а также в снижении нагрузки со стороны привода.

Изобретение относится к области бурения и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при строительстве многозабойных скважин и переводе существующих скважин в разряд многоствольных.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородного участка залежи сверхвязкой нефти.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи битумной залежи, предотвращение попадания песка в ствол добывающей скважины, увеличение межремонтного периода работы скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности извлечения нефти, исключение прорыва теплоносителя в газовые шапки, повышение эффективности закачки пара, повышение качества добываемой продукции, снижение паронефтяного отношения.

Изобретение относится к техническим средствам для бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины, в частности к устройствам для бурения с применением длинномерных гибких труб (колтюбинга).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов залежи при одновременном увеличении эффективности теплового воздействия за счет регулирования и активизации тепловых потоков и фильтрационных потоков нефти во всем объеме залежи.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к устройствам для установки профильных перекрывателей при изоляции ими зон осложнений. Устройство включает цилиндрическую часть и направляющую часть с косым срезом, боковое отверстие с соплом для прохода жидкости со стороны среза.

Группа изобретений относится к области заканчивания скважин. Способ включает обрезание потайной обсадной колонны, расположенной в первом стволе скважины, по меньшей мере частично обсаженном обсадной колонной, и таким образом обеспечение отрезанной концевой части, транспортировку компоновки для заканчивания срединного участка скважины в первый ствол скважины и прием отрезанной концевой части внутри узла хвостовой трубы в составе компоновки для заканчивания срединного участка скважины, при этом наименьший внутренний диаметр компоновки для заканчивания срединного участка скважины больше или равен наименьшему внутреннему диаметру потайной обсадной колонны и, таким образом, позволяет инструментам, размер которых подходит для операций в потайной обсадной колонне, проходить через компоновку для заканчивания срединного участка скважины, приведение в действие расширяющегося устройства компоновки для заканчивания срединного участка скважины для герметичного зацепления внутренней поверхности обсадной колонны вверх по стволу скважины от отрезанной концевой части и бурение второго ствола скважины, проходящего от первого ствола скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти как на ранней стадии разработки, так и на выработанных месторождениях за счет повышения эффективности теплового воздействия на пласт с одновременным снижением материальных затрат и экономией энергоресурсов, расширение технологических методов теплового воздействия на продуктивный пласт.

Изобретение относится к бурению горизонтальных скважин. Техническим результатом является обеспечение точности проводки скважины.

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородного участка залежи сверхвязкой нефти.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи битумной залежи, предотвращение попадания песка в ствол добывающей скважины, увеличение межремонтного периода работы скважины.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи битумной залежи, предотвращение попадания песка в ствол добывающей скважины, увеличение межремонтного периода работы скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности извлечения нефти, исключение прорыва теплоносителя в газовые шапки, повышение эффективности закачки пара, повышение качества добываемой продукции, снижение паронефтяного отношения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности извлечения нефти, исключение прорыва теплоносителя в газовые шапки, повышение эффективности закачки пара, повышение качества добываемой продукции, снижение паронефтяного отношения.

Изобретение относится к техническим средствам для бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины, в частности к устройствам для бурения с применением длинномерных гибких труб (колтюбинга).

Изобретение относится к области бурения и освоения боковых стволов нефтяных и газовых скважин. Перед бурением боковых стволов с основным горизонтальным открытым стволом на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: телесистема, одна утяжелённая бурильная труба, клин-отклонитель.

Группа изобретений относится к области строительства многозабойных скважин. Перед бурением бокового ствола определяют расстояние до водоносного пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи битумной залежи, предотвращение попадания песка в ствол добывающей скважины, увеличение межремонтного периода работы скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки за счет расширения области теплового воздействия при одновременном снижении затрат, регулируемое завершение разработки залежи с сохранением структуры пласта, расширение технологических возможностей. В способе разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки горизонтальные пароциклические скважины размещают на периферии залежи, парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины размещают в центральной части залежи. В горизонтальных добывающих скважинах располагают устройства контроля температуры и давления. На ранней стадии разработки осуществляют закачку пара в горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины для прогрева продуктивного пласта, прекращают подачу пара для термокапиллярной пропитки залежи, затем горизонтальные добывающие скважины переводят под отбор продукции, горизонтальные нагнетательные скважины - под закачку пара. Горизонтальные пароциклические скважины эксплуатируют циклами - последовательными закачкой пара и отбором продукции. На поздней стадии разработки выбирают горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины с нерентабельным дебитом - с паронефтяным отношением больше 10. В указанных нерентабельных горизонтальных пароциклических и горизонтальных нагнетательных скважинах осуществляют регулируемое снижение объема закачки пара, исключающее резкое снижение давления - более 0,05 МПасут и температуры - более 1°Ссут в паровой камере, до температуры парообразования воды при начальном давлении в пласте. Указанные нерентабельные горизонтальные пароциклические скважины переводят под закачку горячей воды, а указанные нерентабельные горизонтальные нагнетательные скважины - под закачку газа. При достижении обводненности в указанных нерентабельных горизонтальных добывающих скважинах 98 и более их также переводят под закачку газа. 2 ил.

Наверх