EA018256B1 - Способы извлечения углеводородов с использованием горизонтальных скважин - Google Patents
Способы извлечения углеводородов с использованием горизонтальных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- EA018256B1 EA018256B1 EA200870537A EA200870537A EA018256B1 EA 018256 B1 EA018256 B1 EA 018256B1 EA 200870537 A EA200870537 A EA 200870537A EA 200870537 A EA200870537 A EA 200870537A EA 018256 B1 EA018256 B1 EA 018256B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- steam
- wellbore
- wellbores
- feet
- depth
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 16
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 16
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 31
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 18
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 8
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 7
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 abstract description 11
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 22
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 15
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 7
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 7
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 208000002565 Open Fractures Diseases 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000001351 cycling effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 230000002459 sustained effect Effects 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Способ извлечения углеводородов из подземного коллектора содержит прекращение нагнетания пара в подземный коллектор после обнаружения неорганизованного перемещения пара в покрывающую породу подземного коллектора и проявлений на поверхности, бурение ствола скважины, содержащего, по существу, горизонтальный продуктивный участок, расположенный в подземном коллекторе, и последующую механизированную добычу углеводородов вблизи проявлений на поверхности. В другом варианте способ дополнительно содержит бурение одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважины и их перфорацию на глубине, по существу, горизонтального участка. Скважина содержит, по существу, горизонтальный продуктивный участок, расположенный в подземном коллекторе и пересекающий созданный паром разрыв из одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин, проходящих через подземный коллектор в области проявлений на поверхности, при этом указанный продуктивный участок расположен на глубине в интервале глубин, заданном верхним пределом глубины приблизительно на 200 футов выше по абсолютной вертикальной отметке самого верхнего перфорационного канала одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин и нижним пределом приблизительно на 50 футов ниже по абсолютной вертикальной отметке от самого нижнего перфорационного канала одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин, и в пределах приблизительно в 100 футов в поперечном направлении от одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин.
Description
Область техники изобретения
Настоящее изобретение относится к способу извлечения углеводородов из подземных пластов, в частности, извлечению тяжелой нефти из коллекторов, в которых проведены работы разрыва пласта паром.
Предшествующий уровень техники
Нетрадиционные запасы тяжелой нефти, такие, например, как миоценового диатомита (Ора1 А) , могут извлекаться посредством разрыва пласта паром. Разрыв пласта паром имеет место в циклическом процессе с характеристиками, включающими в себя давления нагнетания, равные приблизительно 1000 фунтов/дюйм2, и температуры в интервале ±500-550°Р. Патенты США №№ 5085276 и 5305829 раскрывают процессы циклической обработки паром, применимые для пластов диатомита. Такая обработка в общем включает в себя следующее.
Обработка паром, при которой нагнетание пара осуществляется в течение 2-3 дней (приблизительно по 1000-1500 баррелей пара в день) до достижения планового объема пара (то есть 3000-5000 баррелей пара). Пар нагнетают приблизительно при давлении 1000 фунтов/дюйм2, что обычно обеспечивает превышение градиента давления разрыва породы пласта, разрыва пласта коллектора низкой проницаемости (5 миллидарси) и создания вторичной проницаемости разрыва.
Период выдерживания, при котором, после закачки пара в скважину, скважину закрывают и выдерживают в течение приблизительно 2 дней. Высокая температура обеспечивает необходимое уменьшение вязкости для нефти в 13° в единицах Американского нефтяного института и обеспечивает лучшее прохождение потока нефти. Кроме того, имеет место процесс, известный как впитывание, в котором сконденсировавший водяной пар предпочтительно впитывается (гидрофильной) диатомитовой породой и нефть вытесняется в трещины и в ствол скважины.
Добыча, при которой после выдерживания скважины из скважины осуществляют добычу приблизительно 20 или более дней. Добыча вызывает падение давления, что приводит к мгновенному парообразованию пара из горячей воды, обеспечивая энергию подъема столба текучей среды. В результате скважины фонтанируют, и отсутствует необходимость в механизированной добыче при последовательном нагнетании пара в скважину. Обычно используют конфигурацию фонтанной устьевой арматуры для циклической обработки паром на месторождении тяжелой нефти. После прекращения фонтанирования скважину готовят к следующему нагнетанию пара.
Сущность изобретения
Согласно изобретению создан способ извлечения углеводородов из подземного коллектора, содержащий прекращение нагнетания пара в подземный коллектор после обнаружения неорганизованного перемещения пара в покрывающую породу подземного коллектора и проявлений на поверхности, бурение ствола скважины, содержащего, по существу, горизонтальный продуктивный участок, расположенный в подземном коллекторе, и последующую механизированную добычу углеводородов вблизи проявлений на поверхности.
Добыча углеводородов из ствола скважины может содержать прием углеводородов, по существу, в горизонтальный продуктивный участок.
Подземный коллектор может достигать пороговой термической выдержки из-за предварительно нагнетенного в него пара.
Подземный коллектор может быть пройден одним или несколькими, по существу, вертикальными стволами скважин, в которые предварительно нагнетено, по меньшей мере, 50000 баррелей пара суммарно.
Подземный коллектор может быть пройден одним или несколькими, по существу, вертикальными стволами скважин, в которые предварительно нагнетено по меньшей мере 150000 баррелей пара суммарно.
Подземный коллектор может быть пройден одним или несколькими, по существу, вертикальными стволами скважин, и, по существу, горизонтальный продуктивный участок ствола скважины расположен в пределах приблизительно 100 футов в поперечном направлении от одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин.
Подземный коллектор может быть пройден одним или несколькими, по существу, вертикальными стволами скважин, и, по существу, горизонтальный продуктивный участок ствола скважины расположен на глубине, заданной самым верхним и самым нижним перфорационными каналами одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин.
Подземный коллектор может быть пройден одним или несколькими, по существу, вертикальными стволами скважин, и по существу, горизонтальный продуктивный участок ствола скважины расположен в интервале глубин, заданном верхним пределом глубины приблизительно на 200 футов по абсолютной вертикальной отметке выше самого верхнего перфорационного канала одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин и нижним пределом глубины приблизительно на 50 футов по абсолютной вертикальной отметке ниже самого нижнего перфорационного канала одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин.
Подземный коллектор может быть пройден одним или несколькими, по существу, вертикальными
- 1 018256 стволами скважин, и, по существу, горизонтальный продуктивный участок ствола скважины расположен в интервале глубин, заданном верхним пределом глубины приблизительно на 160 футов по абсолютной вертикальной отметке выше самого верхнего перфорационного канала одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин и нижним пределом глубины не ниже самого нижнего перфорационного канала одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин.
Подземный коллектор может представлять собой коллектор тяжелой нефти, который может быть диатомитовым коллектором.
Способ может дополнительно содержать планирование траектории, по существу, горизонтального продуктивного участка ствола скважины для его расположения в пределах приблизительно 100 футов в поперечном направлении от одного или нескольких стволов скважины, в которые предварительно нагнетен пар.
Способ может дополнительно содержать планирование траектории, по существу, горизонтального продуктивного участка ствола скважины для его расположения в пределах приблизительно 50 футов в поперечном направлении от одного или нескольких стволов скважины, в которые предварительно нагнетен пар.
Согласно изобретению создана скважина, содержащая, по существу, горизонтальный продуктивный участок, расположенный в подземном коллекторе и пересекающий созданный паром разрыв из одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин, проходящих через подземный коллектор в области проявлений на поверхности, при этом указанный продуктивный участок расположен на глубине в интервале глубин, заданном верхним пределом глубины приблизительно на 200 футов выше по абсолютной вертикальной отметке самого верхнего перфорационного канала одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин и нижним пределом приблизительно на 50 футов ниже по абсолютной вертикальной отметке от самого нижнего перфорационного канала одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин, и в пределах приблизительно в 100 футов в поперечном направлении от одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин.
Согласно другому варианту выполнения способ извлечения углеводородов из подземного коллектора содержит прекращение нагнетания пара в подземный коллектор после обнаружения неорганизованного перемещения пара в покрывающую породу подземного коллектора и проявлений на поверхности, бурение ствола скважины, содержащего, по существу, горизонтальный продуктивный участок, расположенный в подземном коллекторе, бурение одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин, перфорацию одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин на глубине, по существу, горизонтального продуктивного участка ствола скважины и последующую механизированную добычу углеводородов вблизи проявлений на поверхности.
Самый верхний перфорационный канал одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин может проходить не ниже, чем приблизительно на 200 футов по абсолютной вертикальной отметке от, по существу, горизонтального продуктивного участка ствола скважины, и самый нижний перфорационный канал одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин проходит не выше, чем приблизительно на 50 футов по абсолютной вертикальной отметке от, по существу, горизонтального продуктивного участка ствола скважины.
Подземный коллектор может быть пройден одним или несколькими стволами скважин, в которые предварительно нагнетено по меньшей мере 50000 баррелей пара суммарно.
Способ может дополнительно содержать планирование траектории, по существу, горизонтального продуктивного участка ствола скважины в пределах приблизительно 100 футов в поперечном направлении от одного или нескольких вертикальных стволов скважин, в которые предварительно нагнетено по меньшей мере 50000 баррелей пара суммарно.
Краткое описание фигур чертежей
Прилагаемые чертежи показывают типичные варианты осуществления изобретения и не должны считаться ограничивающими его объем.
Фиг. 1 показывает в разрезе первую горизонтальную скважину примера. Продуктивный интервал (хвостовик с щелевидными отверстиями) первой горизонтальной скважины приведенного примера пересекает интервалы над верхними перфорационными каналами вертикальных скважин. Интервалы над верхними перфорационными каналами вертикальных скважин интерпретируются, как являющиеся нагретыми и с разрывом пласта вследствие обработки паром вертикальных скважин (до ликвидации).
Фиг. 2 показывает разрез через модель нефтенасыщения, иллюстрирующий боковую секцию первой горизонтальной скважины примера. Вид обращен на север-северо-запад на крутом падении пласта, и схема указывает, что гравитационное дренирование может являться важным компонентом механизма добычи для первой горизонтальной скважины примера.
Подробное описание изобретения
В то время как запасы тяжелой нефти могут извлекать по известной технологии разрыва пласта паром, обнаружено, как указывают данные, полученные при использовании наклономеров на поверхности, что в процессе нескольких циклов обработки паром может происходить неорганизованный переток пара в покрывающую породу (то есть породу над коллектором). Считается, что неорганизованный пере
- 2 018256 ток пара обусловлен повреждением обсадной колонны на малой глубине или перфорированием за пределами зоны, и его результатом является давление, превышающее нормальное давление в покрывающей породе. Считается, что давления выше нормальных давлений обуславливают проявления на поверхности, проблемы при бурении, трудности при капитальном ремонте скважин и поднятия поверхности. Использованная в данном описании фраза проявления на поверхности относится к объемам пара и нефти высокого давления, пробивающимся на поверхность, результатом чего являются регистрируемые разливы. Регистрируемые разливы не только дорого обходятся с точки зрения охраны труда и охраны окружающей среды, но также могут приводить к значительным потерям добычи/прибыли, если в результате нагнетание пара сокращается. В частности, проявления на поверхности могут приводить к ликвидации поврежденных (или считающихся поврежденными) стволов скважин.
Проявление на поверхности может приводить к приостановке бурения/обработки паром новых замещающих скважин или уплотнительных скважин в области проявления на поверхности, а также к приостановке эксплуатации остальных скважин вокруг проявления на поверхности посредством обычной циклической обработки паром из опасения возбуждения проявления на поверхности. Было неожиданно обнаружено, что такие остальные скважины, когда их переводят на механизированную добычу (штанговыми насосами) без активного нагнетания пара для уменьшения поверхностного расширения и продолжения извлечения запасов вблизи проявления на поверхности, имеют уровень добычи, превосходящий ожидаемый.
Таким образом, значительная добыча нефти из скважин с механизированной добычей (штанговыми насосами) после обработки паром, без прямого циклического нагнетания пара, привела к исследованиям возможности удваивания показателей добычи скважины со штанговым насосом в горизонтальной скважине. Было обнаружено, что горизонтальные скважины могут пересекать разрывы пласта ликвидированных вертикальных скважин и при этом являться продуктивными без нагнетания пара. Без связи с какойлибо теорией, считается, что механизмы добычи для скважин с механизированной добычей в коллекторе имеют три составные части. Первое, гравитационное дренирование способствует в областях круто падающих пластов, и таким образом нефть может протекать по одному пути. Второе, установившиеся открытые разрывы пласта (как созданные обработкой паром, так и природные) играют главную роль в создании путей потока для нефти в породе низкой проницаемости. Третье, остаточное тепло от предшествующих циклических обработок паром вместе с нагнетанием пара на периферии области играют важную роль в нагреве и уменьшении вязкости нефти.
Область вблизи проявления на поверхности может характеризоваться как созданными обработкой паром, так и существующими природными разрывами пласта. Значительная частота природных разрывов пласта может регистрироваться вблизи проявления на поверхности с помощью детальных исследований интерференции частотной модуляции/электромагнитной интерференции. Без связи с какой-либо теорией, считается, что природные разрывы пласта вместе с разрывами пласта, созданными обработкой паром, создают сеть, в которую можно подавать пар и в которой может создаваться давление, а также которая может нагреваться для обеспечения добычи нефти посредством механизма механизированной добычи и не обязательно требует активного нагнетания в ствол добывающей скважины. Хотя не ясно, как далеко пар и давление могут распространяться через существующие разрывы пласта в область месторождения вблизи проявления на поверхности, реакция штангового насоса на агрессивное нагнетание пара предполагает, что способы, раскрытые в данном документе, являются надежным механизмом продолжительного возрождения добычи.
Используемая в данном документе фраза по существу вертикальный относится к ориентации приблизительно 30° или меньше от вертикали, в то время как фраза по существу горизонтальный относится к ориентации приблизительно 30° или меньше от горизонтали.
Существует несколько базовых критериев, которым надлежит следовать при планировании траектории ствола горизонтальной скважины. Критерии используются для создания наилучшей эмпирической кривой для боковой секции скважины. Примеры критериев включают в себя следующее:
1) Траектория должна находиться приблизительно в 50 футах от запланированных ликвидированных скважин.
2) Траектория должна проходить мимо ликвидированных скважин на отметке не более 160 футов (по абсолютной вертикальной отметке) выше верхних перфорационных каналов ликвидированных скважин.
3) Траектория должна проходить мимо ликвидированных скважин на абсолютной вертикальной отметке, которая не должна быть ниже нижних перфорационных каналов ликвидированных скзажин.
4) В интерпретированные сети разрывов пласта от ликвидированных скважин было запланировано более 150000 баррелей (эквивалента холодной воды) суммарного нагнетания пара.
Как раскрыто в данном документе, горизонтальные скважины со штанговыми насосами являются практически осуществимым вариантом для циклической обработки паром термически выдержанных областей разработки, поскольку пользуются преимуществом объединения созданных паром и природных разрывов пласта и гравитационного дренирования горячей подвижной нефти. Примеры использования включают в себя следующее:
- 3 018256
1) Бурение горизонтальных скважин в дополнение к существующим вертикальным скважинам или для замещения вертикальных ликвидированных скважин, когда в вертикальные скважины предварительно нагнеталось более 50000 суммарных баррелей пара (эквивалента холодной воды) и боковая (добывающая) секция горизонтальной скважины находится, в общем, между глубинами (по абсолютным вертикальным отметкам) верхнего и нижнего перфорационных каналов соседних вертикальных скважин (при прохождении мимо вертикальных скважин). В одном варианте осуществления интервал глубин находится в пределах приблизительно 200 футов по абсолютной вертикальной отметке (высоте) от верхнего перфорационного канала вертикальных скважин или приблизительно 50 футов по абсолютной вертикальной отметке (глубина) под нижним перфорационным каналом вертикальных скважин.
2) Бурение горизонтальных скважин в термальном диатомитовом месторождении так, чтобы продуктивный участок горизонтальной скважины располагался в пределах приблизительно 100 футов от всех существующих или ликвидированных скважин, в которые предварительно нагнеталось более 50000 баррелей пара (эквивалента холодной воды), согласно упомянутых выше параметров для глубины относительно перфорационных каналов соседних вертикальных скважин. В варианте осуществления продуктивный участок горизонтальной скважины может определяться как любое заканчивание скважины (хвостовик перфорированный или с щелевидными отверстиями), расположен под углом 90° или выше и используется для притока нефти и воды.
3) Бурение горизонтальных скважин в термальном диатомите, за которым следует бурение и заканчивание вертикальных скважин согласно упомянутым выше параметрам по глубинам перфорационных каналов относительно продуктивного участка горизонтальной скважины.
По существу, горизонтальная скважина, раскрытая в данном документе, использует разрыв пласта/утилизацию тепла для добычи на месторождениях тяжелой нефти, таких, например, как с термальными диатомитовыми отложениями.
Пример
Данный иллюстрирующий пример не является ограничивающим.
Проявление на поверхности привело к приостановке бурения/обработке паром новых замещающих скважин и уплотнительных скважин в радиусе 500 футов от проявления на поверхности. Большое число (например, двадцать две) ликвидированных скважин и режим ограничения обработки паром привели к значительной потере добычи (порядка приблизительно 1000 баррелей/день) в области проявления на поверхности.
Несмотря на ликвидацию нескольких рабочих скважин вокруг проявления на поверхности, несколько скважин остались рабочими. Несколько оставшихся рабочими скважин не эксплуатировались обычными средствами циклической обработки паром из-за боязни возбуждения проявления на поверхности. Так, одна скважина была переведена на механизированную добычу (штанговый насос) для увеличения извлечения, уменьшения поверхностного расширения и продолжения извлечения запасов в непосредственной близости к проявлению на поверхности. Неожиданно, без активного нагнетания пара, скважина стала добывать с притоком, превышающим ожидания (около сотен баррелей/день), пока повреждение обсадной колонны не привело к ликвидации преобразованной скважины. Вскоре после перевода первой скважины на добычу штанговым насосом четыре других добывающих скважины были также оборудованы штанговыми насосами. Четыре дополнительных преобразованных скважины также реагировали положительно.
При планировании первой горизонтальной скважины критерии планирования примера скважины, приведенного в данном документе, фокусировались на обеспечении того, чтобы траектория скважины находилась достаточно близко к ликвидированным скважинам, для использования наилучшим образом созданного обработкой паром разрыва пласта и нагрева (см. фиг. 1). Конкретно, продуктивный участок или продуктивный интервал (хвостовик с щелевидными отверстиями) для первой горизонтальной скважины пересекал интервалы над верхними перфорационными каналами вертикальных скважин. Пересеченные интервалы над верхними перфорационными каналами являются нагретыми и со значительным разрывом пласта вследствие обработки паром вертикальных скважин (до ликвидации).
Траектория первой горизонтальной скважины направлена на четыре ранее ликвидированные скважины в области проявления на поверхности. Бурение и заканчивание первой горизонтальной скважины заняло немного более недели. Скважина была введена в эксплуатацию с первоначальной добычей, превышающей 1000 баррелей нефти в день. Первая горизонтальная скважина имела стабильную добычу, превышающую среднюю добычу скважины на месторождении в десять раз.
До бурения первой горизонтальной скважины гипотетический механизм добычи заключался в том, что горизонтальная скважина должна воспользоваться преимуществами осуществляемого годами нагнетания пара в область пересечения как созданных нагнетанием пара, так и природных разрывов пласта и также преимуществом гравитационного дренирования в коллекторе и стволе скважины (отметка поднимается снизу вверх с уклоном 12°). Показатели работы первой горизонтальной скважины подтверждают гипотезу и предполагают вклад от большей части боковой секции.
В дополнение к первой горизонтальной скважине возможности двух дополнительных горизонтальных скважин на месторождении идентифицированы и наилучшим образом использованы. Две дополни
- 4 018256 тельных горизонтальных скважины были спроектированы и пробурены параллельно первой горизонтальной скважине, при этом траектории второй и третьей дополнительных горизонтальных скважин направлялись на пять и шесть ранее ликвидированных скважин в области проявления на поверхности, соответственно.
На фиг. 2 показано сечение модели нефтенасыщения для нефтяного месторождения, в котором произошло проявление на поверхности, показывающее крутые падения пласта. Без связи с какой-либо теорией, считается, что крутые падения пласта нефтяного месторождения, на котором произошли проявления на поверхности, вместе с природными и созданными нагнетанием пара разрывами представляют возможность того, что гравитационное дренирование может являться существенным компонентом механизма добычи для некоторых горизонтальных скважин на нефтяном месторождении. Падения залегания пластов могут превышать 45° в части месторождения, где были пробурены три горизонтальные скважины, и горячая подвижная нефть может дренировать вниз по круто наклоненным пластам залегания. Если имел место механизм гравитационного дренирования, то боковые участки трех горизонтальных скважин находились в выгодном положении для захвата горячей подвижной нефти.
Предшествующие объемные расчеты для призабойной зоны скважины указывали на то, что значительный участок нефти на траектории первой горизонтальной скважины дренировался в 25 футах от стволов ликвидированных скважин. Вместе с тем, то же исследование также подтвердило аналогичные результаты для упомянутых выше вертикальных добывающих скважин со штанговыми насосами. Фактические показатели работы первой горизонтальной скважины (рассматриваемые ниже) вместе с реакцией добычи штанговыми насосами на обработки паром в соседних скважинах предполагают, что вклад в добычу нефти может производиться с дополнительного к 25 футам удаления (от места на забое), что предполагает существование сети разрывов пласта в сложившейся области проявления на поверхности, и эта сеть предоставляет возможность перетока пара и нефти.
Многие модификации варианта осуществления, раскрытого в данном документе, могут легко проводиться специалистами области техники. Настоящее описание направлено только на иллюстрирование и не должно восприниматься в ограничивающем смысле. Соответственно, настоящее описание подлежит восприятию как включающее в себя все конструкции и способы, подпадающие под объем прилагаемой формулы изобретения. Термин содержащий в формуле изобретения означает включающий в себя, по меньшей мере, так что приводимые в формуле изобретения перечни элементов являются открытым рядом или группой. Аналогично, термины состоящий из, имеющий и включающий в себя, все, означают открытый ряд или группу элементов. Указание элементов в единственном числе предполагает содержание множества элементов, если такие специально не исключены.
Claims (18)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ извлечения углеводородов из подземного коллектора, содержащий прекращение нагнетания пара в подземный коллектор после обнаружения неорганизованного перемещения пара в покрывающую породу подземного коллектора и проявлений на поверхности, бурение ствола скважины, содержащего, по существу, горизонтальный продуктивный участок, расположенный в подземном коллекторе, и последующую механизированную добычу углеводородов вблизи проявлений на поверхности.
- 2. Способ по п.1, в котором добыча углеводородов из ствола скважины содержит прием углеводородов, по существу, в горизонтальный продуктивный участок.
- 3. Способ по п.1, в котором подземный коллектор достиг пороговой термической выдержки из-за предварительно нагнетенного в него пара.
- 4. Способ по п.1, в котором подземный коллектор пройден одним или несколькими, по существу, вертикальными стволами скважин, в которые предварительно нагнетено по меньшей мере 50000 баррелей пара суммарно.
- 5. Способ по п.1, в котором подземный коллектор пройден одним или несколькими, по существу, вертикальными стволами скважин, в которые предварительно нагнетено по меньшей мере 150000 баррелей пара суммарно.
- 6. Способ по п.1, в котором подземный коллектор пройден одним или несколькими, по существу, вертикальными стволами скважин, и, по существу, горизонтальный продуктивный участок ствола скважины расположен в пределах приблизительно 100 футов в поперечном направлении от одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин.
- 7. Способ по п.1, в котором подземный коллектор пройден одним или несколькими, по существу, вертикальными стволами скважин, и, по существу, горизонтальный продуктивный участок ствола скважины расположен на глубине, заданной самым верхним и самым нижним перфорационными каналами одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин.
- 8. Способ по п.1, в котором подземный коллектор пройден одним или несколькими, по существу, вертикальными стволами скважин, и, по существу, горизонтальный продуктивный участок ствола скважины расположен в интервале глубин, заданном верхним пределом глубины приблизительно на 200 футов по абсолютной вертикальной отметке выше самого верхнего перфорационного канала одного или- 5 018256 нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин и нижним пределом глубины приблизительно на 50 футов по абсолютной вертикальной отметке ниже самого нижнего перфорационного канала одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин.
- 9. Способ по п.1, в котором подземный коллектор пройден одним или несколькими, по существу, вертикальными стволами скважин, и, по существу, горизонтальный продуктивный участок ствола скважины расположен в интервале глубин, заданном верхним пределом глубины приблизительно на 160 футов по абсолютной вертикальной отметке выше самого верхнего перфорационного канала одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин и нижним пределом глубины не ниже самого нижнего перфорационного канала одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин.
- 10. Способ по п.1, в котором подземный коллектор представляет собой коллектор тяжелой нефти.
- 11. Способ по п.10, в котором подземный коллектор представляет собой диатомитовый коллектор.
- 12. Способ по п.1, который дополнительно содержит планирование траектории, по существу, горизонтального продуктивного участка ствола скважины для его расположения в пределах приблизительно 100 футов в поперечном направлении от одного или нескольких стволов скважины, в которые предварительно нагнетен пар.
- 13. Способ по п.1, который дополнительно содержит планирование траектории, по существу, горизонтального продуктивного участка ствола скважины для его расположения в пределах приблизительно 50 футов в поперечном направлении от одного или нескольких стволов скважины, в которые предварительно нагнетен пар.
- 14. Скважина, содержащая, по существу, горизонтальный продуктивный участок, расположенный в подземном коллекторе и пересекающий созданный паром разрыв из одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин, проходящих через подземный коллектор в области проявлений на поверхности, при этом указанный продуктивный участок расположен на глубине в интервале глубин, заданном верхним пределом глубины приблизительно на 200 футов выше по абсолютной вертикальной отметке самого верхнего перфорационного канала одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин и нижним пределом приблизительно на 50 футов ниже по абсолютной вертикальной отметке от самого нижнего перфорационного канала одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин, и в пределах приблизительно в 100 футов в поперечном направлении от одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин.
- 15. Способ извлечения углеводородов из подземного коллектора, содержащий прекращение нагнетания пара в подземный коллектор после обнаружения неорганизованного перемещения пара в покрывающую породу подземного коллектора и проявлений на поверхности, бурение ствола скважины, содержащего, по существу, горизонтальный продуктивный участок, расположенный в подземном коллекторе, бурение одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин, перфорацию одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин на глубине, по существу, горизонтального продуктивного участка ствола скважины и последующую механизированную добычу углеводородов вблизи проявлений на поверхности.
- 16. Способ по п.15, в котором самый верхний перфорационный канал одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин проходит не ниже, чем приблизительно на 200 футов по абсолютной вертикальной отметке, по существу, от горизонтального продуктивного участка ствола скважины, и самый нижний перфорационный канал одного или нескольких, по существу, вертикальных стволов скважин проходит не выше, чем приблизительно на 50 футов по абсолютной вертикальной отметке, по существу, от горизонтального продуктивного участка ствола скважины.
- 17. Способ по п.15, в котором подземный коллектор пройден одним или несколькими стволами скважин, в которые предварительно нагнетено по меньшей мере 50000 баррелей пара суммарно.
- 18. Способ по п.17, который дополнительно содержит планирование траектории, по существу, горизонтального продуктивного участка ствола скважины в пределах приблизительно 100 футов в поперечном направлении от одного или нескольких вертикальных стволов скважин, в которые предварительно нагнетено по меньшей мере 50000 баррелей пара суммарно.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US80101606P | 2006-05-16 | 2006-05-16 | |
| PCT/US2007/069027 WO2007137061A2 (en) | 2006-05-16 | 2007-05-16 | Recovery of hydrocarbons using horizontal wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200870537A1 EA200870537A1 (ru) | 2009-04-28 |
| EA018256B1 true EA018256B1 (ru) | 2013-06-28 |
Family
ID=38723982
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200870537A EA018256B1 (ru) | 2006-05-16 | 2007-05-16 | Способы извлечения углеводородов с использованием горизонтальных скважин |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20090301704A1 (ru) |
| CN (1) | CN101484662B (ru) |
| BR (1) | BRPI0711475A2 (ru) |
| CA (1) | CA2652159A1 (ru) |
| EA (1) | EA018256B1 (ru) |
| WO (1) | WO2007137061A2 (ru) |
Families Citing this family (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7784543B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-08-31 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
| US7775277B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-08-17 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
| US7775271B2 (en) * | 2007-10-19 | 2010-08-17 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
| US7793714B2 (en) * | 2007-10-19 | 2010-09-14 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
| US7789139B2 (en) * | 2007-10-19 | 2010-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
| US7913755B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
| US20090101336A1 (en) * | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
| US8171999B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-05-08 | Baker Huges Incorporated | Downhole flow control device and method |
| US8113292B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-02-14 | Baker Hughes Incorporated | Strokable liner hanger and method |
| US7789152B2 (en) | 2008-05-13 | 2010-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Plug protection system and method |
| US8555958B2 (en) | 2008-05-13 | 2013-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Pipeless steam assisted gravity drainage system and method |
| US8132624B2 (en) | 2009-06-02 | 2012-03-13 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints and method |
| US8056627B2 (en) | 2009-06-02 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints and method |
| US8151881B2 (en) | 2009-06-02 | 2012-04-10 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints |
| WO2011081665A1 (en) * | 2009-12-28 | 2011-07-07 | Enis Ben M | Sequestering co2 and releasing natural gas from coal and gas shale formations |
| WO2012092404A1 (en) | 2010-12-28 | 2012-07-05 | Enis Ben M | Method and apparatus for using pressure cycling and cold liquid co2 for releasing natural gas from coal and shale formations |
| CN102213089A (zh) * | 2011-06-02 | 2011-10-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种浅层稠油油藏采油方法及采油*** |
| US20130020080A1 (en) * | 2011-07-20 | 2013-01-24 | Stewart Albert E | Method for in situ extraction of hydrocarbon materials |
| AU2013378802B2 (en) * | 2013-02-22 | 2016-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Subwater heat exchanger |
| CN104863559A (zh) * | 2014-02-26 | 2015-08-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高超深层低渗稠油油藏单井产能的方法 |
| DE102015121042A1 (de) * | 2015-12-03 | 2017-06-08 | Benjamin Klock | Verfahren und Vorrichtung zur in-situ Sanierung verunreinigter Böden |
| US20230237223A1 (en) * | 2022-01-26 | 2023-07-27 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for estimating well interference on a target well from other potential wells in a subsurface volume of interest |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6050335A (en) * | 1997-10-31 | 2000-04-18 | Shell Oil Company | In-situ production of bitumen |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5085276A (en) * | 1990-08-29 | 1992-02-04 | Chevron Research And Technology Company | Production of oil from low permeability formations by sequential steam fracturing |
| US5085273A (en) * | 1990-10-05 | 1992-02-04 | Davis-Lynch, Inc. | Casing lined oil or gas well |
| US5305829A (en) * | 1992-09-25 | 1994-04-26 | Chevron Research And Technology Company | Oil production from diatomite formations by fracture steamdrive |
| CN1081288C (zh) * | 1999-03-25 | 2002-03-20 | 金军 | 一种开采稠油的方法 |
-
2007
- 2007-05-16 BR BRPI0711475-3A patent/BRPI0711475A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2007-05-16 US US12/300,981 patent/US20090301704A1/en not_active Abandoned
- 2007-05-16 CA CA002652159A patent/CA2652159A1/en not_active Abandoned
- 2007-05-16 WO PCT/US2007/069027 patent/WO2007137061A2/en active Application Filing
- 2007-05-16 CN CN200780023198.3A patent/CN101484662B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2007-05-16 EA EA200870537A patent/EA018256B1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6050335A (en) * | 1997-10-31 | 2000-04-18 | Shell Oil Company | In-situ production of bitumen |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2007137061A3 (en) | 2008-11-13 |
| CN101484662B (zh) | 2013-06-19 |
| CN101484662A (zh) | 2009-07-15 |
| BRPI0711475A2 (pt) | 2012-08-14 |
| WO2007137061A2 (en) | 2007-11-29 |
| EA200870537A1 (ru) | 2009-04-28 |
| CA2652159A1 (en) | 2007-11-29 |
| US20090301704A1 (en) | 2009-12-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA018256B1 (ru) | Способы извлечения углеводородов с использованием горизонтальных скважин | |
| US9080435B2 (en) | Upgoing drainholes for reducing liquid-loading in gas wells | |
| CA1130201A (en) | Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids | |
| RU2350747C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| CA2740158C (en) | Harvesting by-passed resource | |
| US5607018A (en) | Viscid oil well completion | |
| US20100170672A1 (en) | Method of and system for hydrocarbon recovery | |
| CA2766849C (en) | Recovery from a hydrocarbon reservoir utilizing a mixture of steam and a volatile solvent | |
| CA2766838C (en) | Enhancing the start-up of resource recovery processes | |
| RU2526937C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи | |
| CA2744749C (en) | Basal planer gravity drainage | |
| CA2762439C (en) | Improving recovery from a hydrocarbon reservoir | |
| CA2762448C (en) | Improving recovery from a hydrocarbon reservoir | |
| RU2305758C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти | |
| RU2387819C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти и битума | |
| US9359868B2 (en) | Recovery from a subsurface hydrocarbon reservoir | |
| US9291042B2 (en) | Water injection method for assisting in recovery of heavy oil | |
| RU2395676C1 (ru) | Способ разработки залежи битума | |
| RU2599649C2 (ru) | Подземная скважинная система со множеством дренажных скважин, отходящих от эксплуатационной скважины, и способ ее использования | |
| CA3230024A1 (en) | System and method for harvesting geothermal energy from a subterranean formation | |
| WO2022081790A1 (en) | Grout partition and method of construction | |
| CN204344084U (zh) | 采油机构及具有其的采油*** | |
| RU2090742C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| CN105649576B (zh) | 采油机构及具有其的采油*** |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU |