Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума

Авторы патента:

Глумов И.Ф.

Муслимов Р.Х.

Дияшев Р.Н.

Фазлыев Р.Т.

Быков М.Т.

Хабибуллин Я.Х.

Хамзин А.А.

E21B43/247 - одновременно с процессом трещинообразования

Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий вскрытие продуктивного пласта добывающими скважинами, размещенными по контуру элемента площадкой системы разработки, и нагнетательными скважинами, размещенными внутри элемента, разрыв пласта, инициирование и поддержание процесса внутрипластового горения путем закачки в нагнетательные скважины окислителя и извлечение продукции из пласта, отличающийся тем, что, с целью увеличения нефтеотдачи пласта за счет повышения охвата пласта горением, разрыв пласта осуществляют между нагнетательными скважинами, одну из которых бурят на линии, проходящей через добывающую скважину, вскрывшую пласт с минимальным значением гидропроводности и центром элемента, на расстоянии от указанной добывающей скважины, определяемом по формуле: где - расстояние от добывающей скважины до центра элемента, м. ; a - расстояние между добывающими скважинами, м; n - количество добывающий скважин в элементе; _мин - наименьшее значение гидропроводности пласта в _i - последующее по величине значение гидропроводности пласта в элементе сетки, а вторую нагнетательную скважину бурят на линии, соединяющей первую скважину с добывающей скважиной, имеющей последующую по величине гидропроводность, на расстоянии, равном 1/13 - 1/15 расстояния между добывающими скважинами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежи высоковязкой нефти или битума. Известен способ разработки месторождений твердых и полутвердых битумов, включающий разбуривание месторождения скважинами, горизонтальный разрыв пласта и нагнетание горячего бензола через образовавшиеся трещины и каналы. Недостатком способа является дефицитность, высокая стоимость и токсичность применяемого при этом реагента-бензола. Известен также способ добычи нетекучих углеводородов, включающий образование в пласте между пробуренными скважинами канала, в котором создают стационарную зону горения и поддерживают ее до извлечения всех углеводородов, находящихся на определенном расстоянии от нее. Однако известный способ недостаточно эффективен вследствие малого охвата пласта нагревом. Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий вскрытие продуктивного пласта добывающими скважинами, размещенными по контуру элемента площадной системы разработки, и нагнетательными скважинами, размещенными внутри элемента, разрыв пласта, инициирование и поддержание процесса внутрипластового горения путем закачки в нагнетательные скважины окислителя и извлечение из пласта продуктов горения. Недостатком известного способа является низкая нефтеотдача пласта, связанная с неполным охватом пласта горением. Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи пласта за счет повышения охвата пласта горением. Достигается поставленная цель тем, что по способу разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающему вскрытие продуктивного пласта добывающими скважинами, размещенными по контуру элемента площадной системы разработки, и нагнетательными скважинами, размещенными внутрь элемента, разрыв пласта, инициирование и поддержание процесса внутри пластового горения путем закачки в нагнетательные скважины окислителя и извлечение из пласта продуктов горения, разрыв пласта осуществляют между нагнетательными скважинами, одну из которых бурят на линии, проходящей через добывающую скважину, вскрывшую пласт с минимальным значением гидропроводности, и центром элемента, на расстоянии от указанной добывающей скважины, определяемом по формуле: x где R расстояние от добывающей скважины до центра элемента, м; а расстояние между добывающими скважинами, м;
n количество добывающих скважин в элементе;
_мин- наименьшее значение гидропроводности пласта, ;
_i последующее по величине значение гидропроводности пласта в элементе сетки, , а вторую нагнетательную скважину бурят на линии, соединяющей первую скважину с добывающей скважиной, имеющей последующую по величине гидропроводность, на расстоянии, равном 1/13-1/15 расстояния между добывающими скважинами. Благодаря тому, что разрыв пласта в элементах сетки производят на ограниченном участке, достаточном лишь для инициирования и стабилизации очага горения, процесс внутрипластового горения будет распространяться по естественному ненарушенному разрывом пласту. За счет этого исключается возможность преждевременного прорыва фронта горения к добывающим скважинам, увеличивается охват пласта процессом горения, а также снижается расход воздуха для добычи одной тонны продукции. Кроме того, избирательный разрыв пласта в элементах сетки со смещением в сторону добывающей скважины, вскрывшей пласт с наименьшей гидропроводностью, способствует выравниванию времени достижения фронтом горения добывающих скважин. Все это вместе взятое повышает эффективность добычи углеводородов из пласта. Способ осуществляют в следующей последовательности. Залежь разбуривают добывающими скважинами в соответствии с выбранной системой их размещения и плотностью сетки. Проводят геофизические, гидродинамические и другие исследования, по данным которых определяют проницаемость (k), толщину продуктивного пласта (h) и вязкость фильтрующей жидкости () и вычисляют коэффициент гидропроводности пласта в районе каждой добывающей скважины. Нагнетательные скважины в элементах при любой сетке размещения эксплуатационных скважин бурят со смещением (относительно центра элемента) в сторону добывающей скважины, вскрывшей пласт с наименьшей гидропроводностью. При этом расстояние от добывающей скважины с наименьшим значением гидропроводности до первой нагнетательной в сторону центра элемента определяют по формуле:
x где R расстояние от добывающей скважины до центра элемента, м; а расстояние между добывающими скважинами, м; n количество добывающих скважин в элементе; _мин наименьшее значение гидропроводности пласта, ; _i- гидропроводность пласта добывающей скважины с близким значением к _мин,. Найденное значение расстояния (до первой нагнетательной скважины) по вышеупомянутой формуле отмеряют (рулеткой) в сторону центра элемента (заранее определенного на участке и обозначенного, например, вбитым в землю колом) с началом от добывающей скважины с наименьшим значением гидропроводности и на конце отмеренного отрезка вбивают кол для обозначения места бурения. Для определения местонахождения второй нагнетательной скважины отмеряют расстояние, равное расстояния между добывающими скважинами (а), от первой нагнетательной в направлении к добывающей со значением гидропроводности, близким к _мин, и также обозначают место бурения второй нагнетательной скважины. Предлагаемое расстояние между нагнетательными скважинами было установлено путем лабораторных исследований, проведенных на моделях пласта, с учетом плотности сетки, коллекторских свойств пласта, необходимого объема окислителя для инициирования внутрипластового горения и других факторов. После бурения нагнетательных скважин определяют коллекторские свойства продуктивного пласта, вскрытого каждой из них. Затем при закрытых добывающих скважинах осуществляют разрыв пласта между нагнетательными скважинами путем закачки воздуха под давлением, превышающим горное, в нагнетательную скважину с худшей коллекторской характеристикой пласта. В момент разрыва пласта другую нагнетательную скважину оставляют открытой для разгрузки пласта от действия высокого давления. При этом образуется трещина, протяженность которой равна расстоянию между нагнетательными скважинами. После разрыва пласта производят испытания нагнетательных скважин на приемистость по воздуху. Для создания очага горения в нагнетательную скважину, в которую закачивали воздух для разрыва пласта (после разрыва пласта закачку воздуха не прекращают, а лишь снижают давление закачки), опускают нагреватель и призабойную зону радиусом 0,8 м прогревают до 400^оС. Через другую нагнетательную скважину отбирают пробы газа для анализов, по данным которых фиксируют моменты создания устойчивого очага горения и отключения нагревателя. По достижении очага горения другой нагнетательной скважины ее также переводят под закачку воздуха без существенного изменения общего объема закачки, что снижает давление закачки ниже горного и исключает разрыв пласта. Затем открывают добывающие скважины для отбора продукции пласта. Воздух, закачиваемый в пласт через нагнетательные скважины, выполняет две функции: окислителя для поддержания процесса внутрипластового горения (за счет содержащегося в нем кислорода) и вытесняющегося агента. Под действием тепла, выделяющегося в процессе горения, высоковязкая нефть или битум разжижаются и вытесняются воздухом к добывающим скважинам. Пример конкретного выполнения. Выбранный для испытания предлагаемого способа участок залежи на Мордово-Кармальском месторождении битумов характеризуется следующими параметрами: средняя толщина пласта (h) 12 м, средняя проницаемость (К) 1,81 дарси, средняя битумонасыщенность (_б) 75,28% вязкость битума 3000 сП при пластовой температуре 9^оС. Кровля битумонасыщенного пласта находится на глубине 70 м, пластовое давление составляет 3,6-3,8 кгс/см². В качестве элемента сетки размещения добывающих скважин был выбран квадрат 100 м х 100 м. Скважины обсадили 168 мм колоннами до кровли продуктивного пласта. Во всех четырех скважинах провели геофизические, гидродинамические исследования, в лабораторных условиях проанализировали керны и расчетным путем определили гидропроводность пласта. Значения гидропроводности пласта ( дарси. см/сП) в районе скважин A, B, C, D, оказались следующие: _A 8,4; _B 3,2; _C 4,5; _D 6,8. Расстояние от скважины B, имеющей наименьшее значение гидропроводности пласта, до первой нагнетательной скважины (М) определяли по формуле:
BM 53,8
Вторая нагнетательная скважина (N) была пробурена в направлении скважины С (так как _C близко по значению к _B ) на расстоянии 7 метров MN от первой нагнетательной скважины. В пробуренных нагнетательных скважинах были проведены исследования, аналогичные проведенным в добывающих скважинах, определены гидропроводности в районе каждой из них: _N 4,2 дарси.см/сП; _M 2,8 дарси.см/сП. Разрыв пласта производили путем закачивания воздуха в скважину М под давлением 31 кгс/см², после чего провели испытание скважин на приемистость воздуха. По достижении фильтрации проектного количества воздуха между нагнетательными скважинами в скважину М был спущен забойный нагреватель для инициирования процесса внутрипластового горения. После нагревания пласта в течение 8 ч его температура поднялась до 400^оС. Всего на нагрев призабойной зоны пласта было затрачено 1,5 млн.ккал.тепла. Из скважины N периодически (через 60-30 мин.) отбирали пробы газа для анализа, по данным которых фиксировали момент создания устойчивого очага горения. Через 12 ч после инициирования фронт горения достиг скважины N. После этого скважина подключена к воздуховоду. С этого момента закачку воздуха осуществляли через обе нагнетательные скважины одновременно, а через добывающие отбирали жидкий битум. Через четверо суток газообразные продукты горения подошли ко всем добывающим скважинам, которые затем начали давать битум фонтанным способом. Согласно расчетным данным температурный фронт подойдет к добывающим скважинам через 470 суток. К этому времени практически весь битум, насыщающий пласт, будет уже извлечен. Испытания предлагаемого способа в промысловых условиях показали, что он является технологичным и эффективным. Преждевременных прорывов фронта горения к добывающим скважинам не наблюдалось, что свидетельствует о перемещении фронта горения по естественному, ненарушенному разрывом пласту. В связи с этим уменьшился необходимый объем закачиваемого воздуха. Так, для добычи одной тонны битума расход воздуха сократился с 4600 до 2600 нм³. Кроме того, отсутствие преждевременных прорывов фронта горения позволяет вести непрерывную добычу продукта через все добывающие скважины вплоть до полного его извлечения.

Формула изобретения

где

расстояние от добывающей скважины до центра элемента, м. a расстояние между добывающими скважинами, м;
n количество добывающий скважин в элементе;

_мин наименьшее значение гидропроводности пласта в

_i последующее по величине значение гидропроводности пласта в элементе сетки,

а вторую нагнетательную скважину бурят на линии, соединяющей первую скважину с добывающей скважиной, имеющей последующую по величине гидропроводность, на расстоянии, равном 1/13 1/15 расстояния между добывающими скважинами.

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Номер и год публикации бюллетеня: 36-2000

Извещение опубликовано: 27.12.2000

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором

Способ образования трещиноватого коллектора // 2562751

Способ относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтегазоотдачи скважин. Технический результат - увеличение зоны трещиноватого коллектора и его проницаемости. Способ образования трещиноватого коллектора давлением газообразных продуктов включает размещение в районе перфорации скважин окислительного состава и горючего, инициирование его горения и фиксации разрыва от смыкания, причем с целью увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны, содержащей щелочные и щелочноземельные породы, их нейтрализуют азотной кислотой до образования солей нитратов с выдерживанием в течение нескольких часов для реакции кислоты с породой, в качестве горючего используют горючие компоненты породы или горючее, дополнительно подаваемое в скважину, и осуществляют разложение солей нитратов и горючего до газообразного состояния тепловым источником, подаваемым в скважину: пороховым генератором давления или железоалюминиевой смесью (термит), или горюче-окислительным составом.

Способ энергосберегающей, не оказывающей негативного воздействия на окружающую среду экстракции легких фракций нефти и/или топлива из природного битума из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков // 2576250

Изобретение относится к экстракции легких фракций нефти и/или топлива из природного битума из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков. В способе природный битум экстрагируют путем водной сепарации из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков при образовании твердого остатка, летучие углеводороды отгоняют из природного битума перегонкой, при этом остается нерастворимый нефтяной кокс, включающий до 10% серы, газообразные углеводороды от перегонки разделяют путем фракционной конденсации на легкие фракции нефти, сырую нефть и различные топлива. Способ отличается тем, что твердые остатки из водной сепарации и/или нефтяной кокс используют термически, при этом их превращают путем субстехиометрического окисления кислородсодержащим газом (26) в противоточном газификаторе (19), взаимодействующим с подвижным слоем сыпучего материала (21), при добавлении щелочных веществ при температурах <1800°C в газообразные продукты расщепления с низким содержанием серы, эти продукты расщепления затем преобразуются путем субстехиометрического окисления в физическое тепло, которое применяют для генерирования нагретой водной технологической среды для физического измельчения нефтеносных песков и/или нефтеносного сланца (А) и/или для отделения природного битума из массива горных пород и/или в качестве технологического тепла для тепловой разбивки природного битума, и путем добавления щелочных веществ при восстановительных условиях, газообразные серосодержащие соединения, появляющиеся в противоточном газификаторе (19), преобразуются при температурах выше 400°C из ингредиентов углерод- и серосодержащих остатков путем химической реакции с щелочными веществами в твердые серосодержащие соединения, и эти твердые серосодержащие соединения, по меньшей мере, частично обрабатывают с газообразными продуктами реакции и удаляют из газовой фазы посредством отделения мелкозернистых материалов при температурах выше 300°C. Технический результат - улучшение энергетического баланса, преодоление угрозы окружающей среде. 12 з.п. ф-лы, 2 ил.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума // 2597303

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для разработки залежи высоковязкой нефти и битума путем нагревания. Технический результат - повышение эффективности прогревания залежи, увеличение охвата залежи прогреванием, повышение объемов отбора нефти и битума, надежность способа. Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума включает разбуривание залежи двумя технологическими скважинами и добывающей скважиной с горизонтальными стволами, установку в горизонтальные стволы технологических скважин электродов, соединение электродов с электрической подстанцией на устье скважины, спуск в горизонтальный ствол добывающей скважины электроцентробежного насоса, прогрев залежи электрическим током с помощью установленных в горизонтальных стволах технологических скважин электродов, отбор разогретых нефти и битума из залежи электроцентробежным насосом из горизонтального ствола добывающей скважины. Первоначально бурят как минимум одну добывающую и одну нагревательную скважины с горизонтальными стволами, расположенными параллельно и друг под другом на расстоянии 15 м. Затем в верхнем горизонтальном стволе нагревательной скважины производят гидравлический разрыв пласта с образованием продольной трещины с последующим ее креплением токопроводящим материалом. Затем перпендикулярно начальному участку горизонтального ствола нагревательной скважины бурят первую технологическую скважину с горизонтальным стволом, а перпендикулярно конечному участку горизонтального ствола нагревательной скважины бурят вторую технологическую скважину с горизонтальным стволом, причем горизонтальные стволы технологических скважин размещают в пределах трещин гидравлического разрыва пласта. Затем между технологическими скважинами параллельно их вертикальным стволам и перпендикулярно горизонтальным стволам пары нагревательной и добывающей скважин бурят две дополнительные добывающие скважины. Горизонтальные стволы дополнительных добывающих скважин размещают параллельно и между верхним и нижним горизонтальными стволами нагревательной и добывающей скважин. В качестве электродов, спускаемых в скважину, используют колонны насосных штанг. Оснащают нижний горизонтальный ствол добывающей скважины и горизонтальные стволы дополнительных добывающих скважин электроцентробежными насосами. Осуществляют прогрев залежи с помощью верхнего горизонтального ствола нагревательной скважины, а отбор разогретых нефти и битума осуществляют с помощью электроцентробежных насосов через нижний горизонтальный ствол добывающей скважины и горизонтальные стволы дополнительных добывающих скважин. Предлагаемый способ разработки позволяет повысить эффективность прогревания залежи высоковязкой нефти и битума нагреванием, упростить технологический процесс реализации способа, увеличить охват залежи прогреванием, повысить объемы отбора разогретых нефти и битума, надежность реализации способа. 2 ил.

Способ разработки месторождений высоковязкой нефти с возможностью периодического прогрева пласта // 2607486

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - интенсификация добычи нефти и увеличение степени выработки запасов с одновременным снижением затрат на строительство скважин и минимизацией энергетических затрат на прогревание пласта, создание условий для периодического повышения температуры до 800-1200°C и более с распространением теплового фронта на заданную глубину от источника, сохранение в процессе прогрева фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны ствола, эксплуатируемого в режиме отбора продукции, а также сокращение числа спускоподъемных операций, повышение безопасности работ на скважинах. Способ разработки месторождений высоковязкой нефти с возможностью периодического прогрева пласта характеризуется тем, что строят скважину с дуальной системой вертикального и бокового стволов, причем оба ствола сообщают с одним и тем же продуктивным пластом, забой бокового ствола располагают в 20-25 м от забоя вертикального ствола. В скважину перед началом эксплуатации спускают малогабаритное насосное оборудование и до забоя вертикального ствола параллельную колонну насосно-компрессорных труб с пакером, после чего инициируют процесс прогрева пласта по технологии термогазохимического воздействия, термобарохимической обработки в режиме газогидроразрыва пласта с применением высокотемпературных твердотопливных источников либо гидроокислительных или горючеокислительных составов с разогревом призабойного участка вертикального ствола на глубину, достаточную для охвата тепловым воздействием призабойного участка бокового ствола. Далее прогрев прекращают и начинают отбор продукции из бокового ствола, варьируя продолжительность цикла в зависимости от темпа снижения дебита. Затем отбор продукции прекращают и повторяют цикл прогрева пласта без подъема насосного оборудования из скважины, после чего вновь продолжают эксплуатировать боковой ствол в режиме отбора продукции. 1 табл., 2 ил.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта // 2626482

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. В способе разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта ГРП в залежи на расстоянии 100 м одна от другой на одной прямой последовательно бурят нагнетательные вертикальные скважины с вскрытием непроницаемого пропластка, причем после бурения каждую вертикальную нагнетательную скважину крепят обсадной колонной и выполняют в ней перфорацию в верхней и нижней частях продуктивного пласта и непроницаемом пропластке, проводят ГРП в интервале непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещины разрыва. Выполняют геофизические исследования и определяют направление развития трещины по азимуту, ее высоту и полудлины, причем вертикальные нагнетательные скважины бурят на прямой, перпендикулярной направлению развития трещин разрыва, выполненных из первой и последующих нагнетательных вертикальных скважин. Затем на расстоянии 5 м выше непроницаемого пропластка над трещинами перпендикулярно направлению трещин разрыва на обоих концах бурят две нагнетательные горизонтальные скважины, под горизонтальными нагнетательными скважинами на расстоянии 5 м ниже непроницаемого пропластка бурят две горизонтальные добывающие скважины. Производят закачку в залежь теплоносителя через нагнетательные горизонтальные и вертикальные скважины, а отбор из залежи осуществляют из добывающих горизонтальных скважин. После снижения дебита из добывающих горизонтальных скважин на 50% из нагнетательных горизонтальных скважин между нагнетательными вертикальными скважинами выполняют поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещин разрыва с применением облегченного проппанта, затем производят закачку в залежь теплоносителя через нагнетательные горизонтальные скважины, отбор из залежи осуществляют из добывающих горизонтальных скважин. 3 ил.

Способ разработки керогенсодержащих пластов баженовской свиты внутрипластовым горением с вводом дополнительного топлива // 2637695

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к добыче керогенсодержащей нефти внутрипластовым горением с вводом дополнительного топлива. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта путем вовлечения в разработку керогенсодержащих участков пласта. Способ характеризуется тем, что в пласты баженовской свиты закачивают дополнительное топливо - смесь легкой нефти, добытой из этой свиты, и нафталина с концентрацией 1-19% масс. Закачивают также кислородсодержащую смесь – воздух. Формируют топливо с преобразованием легкой нефти в тяжелую с увеличением ее плотности и вязкости. Продолжают закачку воздуха до воспламенения сформированного топлива в призабойной зоне нагнетательной скважины. Создают фронт горения этим топливом и воздействуют его теплом на керогенсодержащие породы до образования в них сети трещин. Обеспечивают возможность окисления и самовозгорания керогена, содержащегося в породе пластов баженовской свиты. Используют кероген в качестве источника топлива и вовлекают керогенсодержащие пласты в разработку. При этом продукцию отбирают через добывающие скважины. 3. з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Вискозиметр и способы его использования // 2646943

Изобретение относится к области промысловой геологии и может быть использовано в процессе добычи углеводородов из подземных геологических формаций. В данном документе описан способ измерения вязкости неньютоновской жидкости для поточного измерения и управления процессом. Процесс включает примешивание добавок к базовому флюиду для формирования неньютоновской жидкости. Неньютоновская жидкость подается в устройство для поточного измерения вязкости для получения результатов измерения реологических параметров. Затем введение добавок к базовому флюиду корректируется с учетом измеренных реологических параметров. Также раскрыта система, предназначенная для достижения указанных целей. Технический результат – повышение результативности корректировки процесса добычи углеводородов из подземных геологических формаций. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 8 ил.