RU2623407C1 - Способ разработки залежи битуминозной нефти - Google Patents
Способ разработки залежи битуминозной нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2623407C1 RU2623407C1 RU2016130876A RU2016130876A RU2623407C1 RU 2623407 C1 RU2623407 C1 RU 2623407C1 RU 2016130876 A RU2016130876 A RU 2016130876A RU 2016130876 A RU2016130876 A RU 2016130876A RU 2623407 C1 RU2623407 C1 RU 2623407C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- wells
- oil
- injection
- viscosity
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 40
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 28
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 34
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 239000002641 tar oil Substances 0.000 claims description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 2
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 5
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 4
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000013529 heat transfer fluid Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
Images
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
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)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения битуминозной нефти без больших затрат времени и средств на прогрев зон пласта, неохваченных прогревом и добычей. Технический результат – повышение эффективности способа за счет снижение затрат тепловой энергии и увеличения темпов отбора извлекаемых запасов. По способу осуществляют строительство пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин. Их горизонтальные участки размещают один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта. Скважины оснащают колоннами насосно-компрессорных труб - НКТ, позволяющими вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через нижнюю добывающую скважину по НКТ. Предварительно проводят исследование залежи на определение пластов с вертикально неоднородной по вязкости продукции структурой. Определяют среднюю динамическую вязкость нефти в пластовых условиях на выбранном для строительства скважин участке залежи и зоны пласта с вязкостью, превышающей среднюю в 1,2 и более раза. Выше этой зоны, но не ближе 8-10 м от кровли пласта и не ближе 1-3 м водонефтяного контакта - ВНК или подошвы пласта строят горизонтальную добывающую скважину. Закачкой пара в верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины осуществляют прогрев межскважинной зоны продуктивного пласта и получают гидродинамическую связь между скважинами. Оставляют упомянутые скважины на термокапиллярную пропитку. Через нагнетательную скважину закачивают пар, а добывающую скважину переводят под добычу в расчете на ускоренные сроки достижения промышленного притока битуминозной нефти с увеличенными темпами ее отбора. 2 ил., 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи битуминозной нефти.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти при тепловом воздействии (патент RU №2425969, МПК Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №22 от 10.08.2011), включающий строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, в котором горизонтальные скважины бурят параллельно в противоположных направлениях с размещением забоя напротив входа горизонтальной близлежащей скважины в пласт.
Недостатками способа являются технологическая сложность его реализации, в частности сложность навигации при бурении второго ствола (риск пересечения стволов горизонтальных скважин), а также удорожание строительства ввиду необходимости возведения двух буровых площадок. Кроме того, отсутствие исследований по вязкости нефти повышает вероятность увеличения паронефтяного отношения и снижения эффективности работы скважин ввиду расположения горизонтального ствола добывающей скважины в зоне с повышенным значением вязкости пластовой нефти.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2379494, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.01.2010, бюл. №2), включающий использование пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин. Горизонтальные участки этих скважин размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта. Скважины оснащают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), что позволяет вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину и контроль технологических параметров пласта и скважины. Согласно изобретению окончания колонн НКТ располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин.
Прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти. Закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта, создают паровую камеру. Увеличивают размеры паровой камеры, в процессе отбора продукции периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды. Анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры. С учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.
Недостатком способа является отсутствие исследований по вязкости нефти, что повышает вероятность увеличения паронефтяного отношения и снижения эффективности работы скважин ввиду расположения горизонтального ствола добывающей скважины в зоне с повышенным значением вязкости пластовой нефти. Кроме того, расположение горизонтального ствола добывающей скважины в зоне с повышенной вязкостью нефти может потребовать выполнения повторного бурения горизонтальных скважин выше по разрезу, что увеличит стоимость строительства пары скважин.
Техническими задачами способа разработки залежи битуминозной нефти являются снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов, а также экономия средств на начальный прогрев, увеличение добычи нефти в начальный период разработки и снижение риска попадания горизонтальной добывающей скважины в пласты с высокой вязкостью нефти за счет исследований по вязкости и размещения скважин в необходимом интервале пласта также по вязкости.
Технические задачи решаются способом разработки месторождения битуминозной нефти, включающим строительство пары горизонтальных верхней и нижней скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта и оснащены колоннами НКТ, позволяющих вести закачку теплоносителя и отбор продукции, прогрев межскважинной зоны продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через нижнюю скважину по НКТ и контроль технологических параметров пласта и скважины.
Новым является то, что предварительно проводят исследование залежи на определение пластов с вертикально неоднородной по вязкости продукции структурой, определяют среднюю вязкость продукции пласта на выбранном для строительства скважин участке залежи и зоны пласта с вязкостью, превышающей среднюю в 1,2 и более раза, выше этой зоны, но не ближе 8-10 м от кровли пласта и не ближе 1-3 м от водонефтяного контакта - ВНК или подошвы пласта строят горизонтальную добывающую скважину.
На фиг.1 изображена схема реализации способа.
На фиг.2 изображен график вязкости битуминозной нефти в пласте в зависимости от расстояния от кровли пласта.
Способ разработки залежи битуминозной нефти включает предварительное изучение пласта 1 залежи геофизическими исследованиями или исследованиями керна, направленными на измерение параметра вязкости по стволу горизонтальных или вертикальных скважин (на фиг. 1 не показаны), ранее пробуренных или пробуренных специально для целей определения вязкости и свойств пласта 1. При выявлении пластов 1 с вертикально неоднородной по вязкости структурой по полученным из геофизических исследований или исследований керна данным определяется среднеарифметическая либо средневзвешенная по толщине или объему динамическая вязкость (средняя вязкость), выделяются области пласта 1 с повышенной вязкостью (где вязкость битуминозной нефти выше средней вязкости более чем в 1,2 раза). При увеличении вязкости битуминозной нефти к подошве 2 пласта 1 выделяется граница повышенной вязкости 3, ниже которой располагается область пласта с повышенной вязкостью. Далее в пласте 1 залежи с неоднородной по вязкости структурой битуминозной нефти производят строительство пары горизонтальных верхней 4 и нижней 5 скважин. Горизонтальные участки скважин 4 и 5 размещают один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта 1 выше водонефтяного (водобитумного) контакта ВНК (ВБК) 6, который выделяют при наличии водонасыщенной области у подошвы 6 пласта 1, ниже которой располагается водонасыщенная область. Нижнюю горизонтальную добывающую скважину 5 располагают выше выделенной границы по вязкости 3 и не ближе уровня ВНК 6 на 1-3 м или подошвы 2 пласта 1 (если ВНК 6 отсутствует), но не ближе 8-10 м от кровли 7 пласта 1. Расстояние от горизонтальной нижней скважины 5 до горизонтальной верхней скважины 4 должно быть не менее 4 м. Закачкой пара через НКТ (на фиг. 1 не показано) в горизонтальные
верхнюю 4 и нижнюю 5 скважины добиваются прогрева межскважинной зоны продуктивного пласта 1 и получения гидродинамической связи между скважинами 4 и 5. Затем скважины 4 и 5 оставляют на термокапиллярную пропитку для снижения температуры в призабойной зоне нижней горизонтальной скважины 5 до значения, допускающего работу глубинного оборудования. После этого в верхнюю горизонтальную скважину 4 закачивают пар, переводя под добычу нижнюю горизонтальную скважину 5.
Пример конкретного выполнения
Предложенный способ разработки залежи битуминозной нефти был рассмотрен на Нижне-Кармальском месторождении со следующими геолого-физическими характеристиками:
- средняя общая толщина пласта - 32,4 м;
- нефтенасыщенная толщина пласта - 30,8 м;
- глубина залегания пласта (до кровли) - 190 м;
- значение начального пластового давления - 0,73 МПа;
- начальная пластовая температура - 8°C;
- плотность битума в пластовых условиях - 0,98 т/м3;
- коэффициент средней динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 51270 мПа⋅с;
- коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,6 мПа⋅с;
- значение средней проницаемости по керну в пласте - 2,1 мкм2;
- значение средней пористости по керну в пласте - 0,31 д. ед.
В нефтенасыщенном пласте 1 по исследованиям керна определили изменение вязкости нефти в зависимости от расстояния по вертикали от кровли 7 пласта 1 (изменение изображено на фиг. 2, где I - вязкость по исследованиям керна, II - график изменения вязкости в зависимости от расстояния по вертикали от кровли пласта, III - граница повышенной вязкости). Затем определили средневзвешенную по толщине вязкость по залежи, она составила 51270 мПа⋅с. Определили границу повышенной вязкости 3 (фиг. 1) (расстояние по вертикали 25,8 м от кровли 7 пласта 1), ниже которой вязкость в 2 раза выше средней по залежи (102540 мПа⋅с). Граница 3 расположена на расстоянии 5 м выше уровня ВНК 6 (соответственно уровень ВНК на расстоянии 30,8 м от кровли 7 пласта 1). На расстоянии 6 м от уровня ВНК 6 (24,8 м от кровли 7 пласта 1) расположили нижнюю горизонтальную скважину 5 с длиной горизонтального участка 600 м. Над нижней горизонтальной скважиной 5 на расстоянии 4,7 м расположили верхнюю горизонтальную скважину 4 также с длиной горизонтального участка 600 м (20,1 м от кровли 7 пласта 1). После обустройства верхней и нижней горизонтальных скважин 4 и 5 в них закачивался пар с температурой 191°C и сухостью 0,9 д. ед., давление нагнетания - 12 атм (1,2 МПа). После закачки расчетного объема пара (10,3 тыс. т) - закачку в скважины 4 и 5 приостановили и оставили их на термокапиллярную пропитку в течение 27 дней. При достижении в нижней горизонтальной скважине 5 температуры 110°C верхнюю горизонтальную скважину 4 перевели под закачку пара, а нижнюю горизонтальную скважину 5 - под добычу нефти.
Были просчитаны параметры представленного способа, а также способа по прототипу на объекте с теми же геолого-физическими характеристиками для различных условий эксплуатации. Из полученных расчетов также выявлено преимущество способа перед прототипом: снижение времени достижения промышленного притока нефти (выше 15 т/сут) на 1,5 года (2 года - по прототипу, 0,5 лет - по представленному способу), увеличение темпа выработки от текущих извлекаемых запасов на 15% за весь срок разработки (7,65% - по прототипу, 9% - по предложенному способу), увеличение экономической эффективности работы скважин на 13%, уменьшение удельной закачки пара на 1 т добытой нефти (4,0 т/т - по прототипу, 3,5 т/т - по предложенному способу).
Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов, экономия средств на начальный прогрев, увеличение добычи нефти в начальный период разработки и снижение риска попадания горизонтальной добывающей скважины в пласты с высокой вязкостью нефти.
Claims (1)
- Способ разработки залежи битуминозной нефти, включающий строительство пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб - НКТ, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через нижнюю добывающую скважину по НКТ, отличающийся тем, что предварительно проводят исследование залежи на определение пластов с вертикально неоднородной по вязкости продукции структурой, определяют среднюю динамическую вязкость нефти в пластовых условиях на выбранном для строительства скважин участке залежи и зоны пласта с вязкостью, превышающей среднюю в 1,2 и более раза, выше этой зоны, но не ближе 8-10 м от кровли пласта и не ближе 1-3 м водонефтяного контакта - ВНК или подошвы пласта строят горизонтальную добывающую скважину, закачкой пара в верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины осуществляют прогрев межскважинной зоны продуктивного пласта и получают гидродинамическую связь между скважинами, оставляют упомянутые скважины на термокапиллярную пропитку, через нагнетательную скважину закачивают пар, а добывающую скважину переводят под добычу в расчете на ускоренные сроки достижения промышленного притока битуминозной нефти с увеличенными темпами ее отбора.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016130876A RU2623407C1 (ru) | 2016-07-26 | 2016-07-26 | Способ разработки залежи битуминозной нефти |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016130876A RU2623407C1 (ru) | 2016-07-26 | 2016-07-26 | Способ разработки залежи битуминозной нефти |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2623407C1 true RU2623407C1 (ru) | 2017-06-26 |
Family
ID=59241283
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016130876A RU2623407C1 (ru) | 2016-07-26 | 2016-07-26 | Способ разработки залежи битуминозной нефти |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2623407C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2733563C2 (ru) * | 2018-12-04 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ добычи битуминозной нефти из горизонтальной скважины |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5273111A (en) * | 1991-07-03 | 1993-12-28 | Amoco Corporation | Laterally and vertically staggered horizontal well hydrocarbon recovery method |
US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
RU2305762C1 (ru) * | 2006-02-09 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи вязкой нефти или битума |
RU2350747C1 (ru) * | 2007-06-18 | 2009-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения |
RU2379494C1 (ru) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
RU2387812C1 (ru) * | 2009-02-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами |
-
2016
- 2016-07-26 RU RU2016130876A patent/RU2623407C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
US5273111A (en) * | 1991-07-03 | 1993-12-28 | Amoco Corporation | Laterally and vertically staggered horizontal well hydrocarbon recovery method |
RU2305762C1 (ru) * | 2006-02-09 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи вязкой нефти или битума |
RU2350747C1 (ru) * | 2007-06-18 | 2009-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения |
RU2379494C1 (ru) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
RU2387812C1 (ru) * | 2009-02-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2733563C2 (ru) * | 2018-12-04 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ добычи битуминозной нефти из горизонтальной скважины |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2295030C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума | |
RU2350747C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2305762C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти или битума | |
RU2663526C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин | |
RU2455471C1 (ru) | Система разработки монолитного малопродуктивного зонально-неоднородного нефтяного пласта | |
RU2527051C1 (ru) | Способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии | |
CA2744749C (en) | Basal planer gravity drainage | |
RU2582251C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
RU2387819C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти и битума | |
RU2468194C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием скважин с наклонными участками | |
RU2513484C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти или битума | |
RU2274741C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2550635C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
RU2623407C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти | |
RU2652245C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти | |
RU2395676C1 (ru) | Способ разработки залежи битума | |
RU2555163C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти горизонтальными скважинами | |
RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
RU2514046C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2504646C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти с применением заводнения | |
RU2610966C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума | |
RU2693055C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
RU2679423C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами | |
CA2963459A1 (en) | The method of thermal reservoir stimulation | |
RU2599124C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |