RU2690586C1 - Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами - Google Patents
Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами Download PDFInfo
- Publication number
- RU2690586C1 RU2690586C1 RU2018132433A RU2018132433A RU2690586C1 RU 2690586 C1 RU2690586 C1 RU 2690586C1 RU 2018132433 A RU2018132433 A RU 2018132433A RU 2018132433 A RU2018132433 A RU 2018132433A RU 2690586 C1 RU2690586 C1 RU 2690586C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- injection
- well
- zones
- saturated
- Prior art date
Links
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 title claims abstract description 39
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000011161 development Methods 0.000 title description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 44
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 38
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 38
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 31
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims abstract description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 32
- 206010011878 Deafness Diseases 0.000 claims description 7
- 230000032683 aging Effects 0.000 claims description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 2
- 238000004080 punching Methods 0.000 claims 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 claims 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 10
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 5
- 238000009413 insulation Methods 0.000 abstract description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 3
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 abstract description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 abstract description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 description 2
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 239000012212 insulator Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 1
- 239000011787 zinc oxide Substances 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
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (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)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при высоких температурах не менее 180°С, качественная изоляция водонасыщенных зон пласта, снижение материальных затрат. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных участках, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине. После чего в обсадной колонне, примыкающей к водонасыщенным зонам этой скважины, осуществляют перекрытие этих зон водоизолирующим составом, разрушающимся при внешнем воздействии, с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. В качестве водоизолирующего состава применяют термостойкую гелевую композицию, а вытесняющего агента - пар температурой не менее 180°С. Определение водонасыщенных зон проводят в добывающей скважине геофизическими исследованиями в два этапа, первый из которых электрический и/или радиоактивный - до начала закачки пара, а второй термометрический - после прогрева пласта до начала добычи продукции. При обнаружении водонасыщенных зон, вскрытых горизонтальным стволом добывающей скважины со стороны устья, и определении крайних верхней и нижней границ этих зон перед закачкой и продавливанием в поровое пространство продуктивного пласта водоизолирующего состава ближе к забою не менее чем на 15 м относительно нижней границы водонасыщенной зоны устанавливают глухой разбуриваемый пакер, потом ближе к устью не менее чем на 15 м относительно верхней границы водонасыщенной зоны на насосно-компрессорных трубах (НКТ) спускают и устанавливают проходной съемный пакер с выходом в межпакерное пространство не менее чем на 3 метра от съемного пакера. Закачку водоизолирующего состава производят по НКТ при давлении, не превышающем давление гидроразврыва пласта. После технологической выдержки съемный пакер извлекают вместе с НКТ, а глухой пакер разбуривают вместе с водоизолирующим составом, оставшимся в стволе скважины. После этого в добывающей скважине размещают спускаемый на НКТ насос ниже глубины интервала закачки водоизолирующего состава не менее чем на 50 м, после чего нагнетательную скважину запускают под закачку пара, а добывающую - под отбор продукции. 3 ил., 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.
Известен способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами (патент RU № 2578134, МПК Е21В 43/20, опубл. Бюл. №8 от 20.03.2016), включающий строительство вертикальных скважин, определение вскрытых в каждой скважине зон трещиноватости или разуплотнения залежи и нефтенасыщенных уплотненных прослоев, бурение добывающих горизонтальных скважин в нефтенасыщенных уплотненных прослоях ниже кровли пласта на расстоянии 2-5 м и выше водонефтяного контакта на расстоянии не менее 10 м, изоляцию вышеопределенных зон с двух сторон пакерами с установкой между ними управляемых клапанов, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины до достижения обводненности добываемой нефти более 75%, после чего в горизонтальные скважины проводят периодическую закачку водоизолирующих вязких композиций, устойчивых к размыванию водой при открытых управляемых клапанах до повышения давления закачки от начального на 30-50%, но не превышающим давления раскрытия трещин коллектора, таким образом, что выравнивают пластовое давление в горизонтальном стволе добывающей скважины и обеспечивают равномерное вытеснение нефти из пор коллектора снизу вверх по разрезу подошвенной водой.
Недостатками известного способа являются узкая область применения, так как невозможно использовать при термических методах разработки высоковязкой нефти из-за нестабильности водоизолирующих составов, неполное воздействие на пласт, ограниченное интервалом между двумя пакерами, высокая стоимость пакеров с управляемыми клапанами.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами (патент RU № 2522369, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №19 от 10.07.2014), включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, причем в качестве вытесняющего агента используют теплоноситель с температурой не менее 80°С, а перед эксплуатацией скважин проводят исследования для определения водоносных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего обсадную колонну, примыкающую к водоносным зонам этой скважины, последовательно от забоя к устью заполняют водоизолирующим составом, разрушающимся при превышении температуры стабильности данного состава, которую подбирают ниже температуры теплоносителя, после технологической выдержки изолирующего состава скважины вводят в эксплуатацию в обычном режиме.
Недостатками известного способа являются узкая область применения, с учетом того, что водоизолирующий состав разрушается при термическом воздействии при превышении температуры стабильности данного состава, что может быть легко достигнуто при добыче высоковязкой нефти с закачкой высокотемпературного пара (более 180°С), также способ не предусматривает вариант расположения водонасыщенных зон в начальной части горизонтального ствола примыкающей к началу фильтра - зона «пятки», при условии отсутствия водонасыщенных зон в зоне окончания горизонтального ствола - зоне «носка».
Техническими задачами предлагаемого способа являются расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при высоких температурах (не менее 180°С), снижение материальных затрат из-за непроизводительной эксплуатации и нагрева водонасыщенных зон пласта за счет их качественной изоляции, сосредоточение депрессии, создаваемой насосом в добывающей скважине, в нефтенасыщенных участках горизонтального ствола, создание локальной гидродинамической связи между скважинами в зоне «носка» и расширение ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин.
Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами, включающим строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных участках, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего в обсадной колонне, примыкающей к водонасыщенным зонам этой скважины, осуществляют перекрытие этих зон водоизолирующим составом, разрушающимся при внешнем воздействии, с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.
Новым является то, что в качестве водоизолирующего состава применяют термостойкую гелевую композицию, а вытесняющего агента - пар температурой не менее 180°С, определение водонасыщенных зон проводят в добывающей скважине геофизическими исследованиями в два этапа, первый из которых электрический и/или радиоактивный - до начала закачки пара, а второй термометрический - после прогрева пласта до начала добычи продукции, при обнаружении водонасыщенных зон, вскрытых горизонтальным стволом добывающей скважины со стороны устья, и определения крайних верхней и нижней границ этих зон перед закачкой и продавливанием в поровое пространство продуктивного пласта водоизолирующего состава, ближе к забою не менее чем на 15 м относительно нижней границы водонасыщенной зоны устанавливают глухой разбуриваемый пакер, потом ближе к устью не менее чем на 15 м относительно верхней границы водонасыщенной зоны на насосно-компрессорных трубах - НКТ спускают и устанавливают проходной съемный пакер с выходом в межпакерное пространство не менее чем на 3 метра от съемного пакера, закачку водоизолирующего состава производят по НКТ при давлении, не превышающем давление гидроразврыва пласта, после технологической выдержки съемный пакер извлекают вместе с НКТ, а глухой пакер разбуривают вместе с водоизолирующим составом, оставшимся в стволе скважины, после этого в добывающей скважине размещают спускаемый на НКТ насос ниже глубины интервала закачки водоизолирующего состава не менее чем на 50 м, после чего нагнетательную скважину запускают под закачку пара, а добывающую - под отбор продукции.
На фиг. 1 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе циркуляции пара в обе скважины.
На фиг. 2 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе закачки водоизолирующего состава.
На фиг. 3 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе эксплуатации.
Способ осуществляется следующим образом.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами включает строительство в продуктивном пласте 1 (фиг. 1, 2 и 3) горизонтальной добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3, расположенной выше и параллельно добывающей скважине 2, установку обсадных колонн с щелями - фильтрами (на чертежах показаны условно), проведение первого этапа геофизических исследований (электрические и/или радиоактивные) для определения нефтенасыщенности вдоль ствола добывающей скважины 2, а также определение водонасыщенных зон 4, примыкающих к добывающей скважине 2.
Далее в нагнетательной скважине 3 (фиг. 1) и в добывающей скважине 2 для закачки пара размещают одну или две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ 5 и 6 для соответственно, при длине горизонтального ствола скважины более 700 метров - две колонны НКТ, при менее 700 метров - одну колонну НКТ, при этом при использовании двух НКТ 5 и/или 6 (не показано) конец НКТ 5 и/или 6 меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец НКТ 5 и/или 6 большего диаметра во второй половине ствола скважины 3 и 2 соответственно. При этом концы колонн НКТ 6 добывающей скважины 2 размещают со смещением по горизонтали относительно концов НКТ 5 нагнетательной скважины 3 не менее чем на 30 м. На условия расположения НКТ 5 и 6 в скважинах 2 и 3 авторы не претендуют.
В обе скважины 2 и 3 через НКТ 5 и 6 закачивают теплоноситель в виде пара температурой не менее 180°С для образования паровой камеры (на чертеже не показана). На месторождениях Татарстана рекомендуемый коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальных скважин составляет для нагнетательной скважины 3 - 8,3-8,6 т/м, а для добывающей скважины 2 - 6,4-6,6 т/м при давлении, не превышающем давления гидроразрыва покрышки пласта 1. На режимы закачки авторы не претендуют.
После образования паровой камеры (не показана) до начала добычи продукции проводят второй этап геофизических исследований - термометрический со снятием термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2 для определения со стороны устья (не показано) как минимум одной водонасыщенной зоны 4 с пониженной температурой прогрева и уточнения крайних верхней и нижней границ этих зон 4, так как после прогрева интервал зоны 4 может измениться за счет тепловых процессов в пласте 1. При обнаружении водонасыщенных зон 4 (фиг. 2) в начальной зоне (со стороны устья) горизонтального ствола добывающей скважины 2 перед закачкой и продавливанием в поровое пространство продуктивного пласта 1 водоизолирующего состава 7 в виде термостойкой гелевой композиции эти зоны 4 в добывающей скважине перекрывают с двух сторон с запасом не менее 15 м пакерами 8 и 9 для обеспечения надежной водоизоляции. При этом первоначально устанавливают ближе к забою не менее чем на 15 м относительно нижней границы водонасыщенной зоны устанавливают глухой разбуриваемый пакер разбуриваемый пакер 8 (например, см. патенты RU №№ 167386, 2128279, 2441973 и т.п.), потом ближе к устью не менее чем на 15 м относительно верхней границы водонасыщенной зоны на насосно-компрессорных трубах - НКТ 6 спускают и устанавливают проходной съемный пакер 9 (например, см. патенты ПМ RU №№164723, 130624 и т.п.) с выходом в межпакерное пространство не менее чем на 3 метра от съемного пакера 9 для закачки водоизолирующего состава 7.
Осуществляют перекрытие этих зон водоизолирующим составом 7 закачкой при давлении, не превышающем давление гидроразврыва пласта, через НКТ 6 в межпакерное пространство, с последующей технологической выдержкой, после закачки водоизолирующего состава 7, продавки его водой и технологической выдержки съемный пакер 9 извлекают вместе с НКТ 6, а глухой пакер 8, установленный ближе к забою, разбуривают вместе с водоизолирующим составом 7 оставшимся в стволе скважины 2. На способы посадки и извлечения пакеров 8 и 9 авторы не претендуют, так как это зависит от конструкции самих пакеров 8 и 9.
После чего в добывающей скважине 2 (фиг. 3) размещают спускаемый на НКТ 6 насос 10 ниже не менее 40 м глубины интервала установки водоизолирующего состава 7. Вдоль всего ствола скважины 2 может быть размещен оптоволоконный кабель (не показан). Нагнетательную скважину 3 запускают под закачку пара через НКТ 5, а добывающую 2 - под отбор продукции насосом 10 по НКТ 6. При этом создаваемая насосом 10 депрессия будет охватывать влиянием всю дренируемую область обсаженного горизонтального ствола скважины 2 за исключение водонасыщенной зоны 4 с проникшим в пласт водоизолирующим составом 7.
Пример конкретного выполнения способа.
На Черемшанском месторождении сверхвязкой нефти, находящемся на глубине 145 м, коллектор - пласт 1 (фиг. 1) представлен неоднородными пластами толщиной около 20 м с наличием водонасыщенных зон, пластовой температурой 8°С и давлением 0,4 МПа, нефтенасыщенностью 0,69 д. ед., пористостью 29 %, проницаемостью 0,321 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 958 кг/м3, вязкостью 14860 мПа*с. В пласте 1 пробурили пару горизонтальных скважин: добывающую - 2 и нагнетательную - 3 на расстоянии примерно 5 м друг от друга, длиной 956 м. После строительства скважин провели геофизические исследования (электрические и радиоактивные) для определения нефтенасыщенности вдоль стволов добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин, выявили потенциальные водонасыщенные зоны 4, примыкающие к добывающей скважине 2 на глубине 280 м - 550 м. Провели прогрев пласта 1 закачкой пара температурой 210°С в обе скважины 2 и 3 через НКТ 6 и 5, соответственно, с созданием паровой камеры, при этом в верхнюю нагнетательную скважину 3 закачали объем пара 5400 тонн со среднесуточным расходом 120 т/сут, в нижнюю добывающую скважину 2 закачали объем пара 4100 тонн со среднесуточным расходом 90 т/сут. Далее после выдержки на термокапиллярной пропитке на 17 суток провели термобарометрические измерения в добывающей скважине 2 посредством геофизических исследований. По результатам данных исследований повторно уточнили границы зоны 4 с пониженной температурой прогрева, которая расположена в интервале глубин от 283 м до 560 м добывающей скважины 2. Установили в скважине 2 разбуриваемый глухой пакер 8 (фиг. 2) на глубине 583 м, после чего спустили на НКТ 6 съемный пакер 9 на глубине 267 м с НКТ, проходящим в межпакерную зону на 5 м от пакера 9. После чего через НКТ 6 закачали водоизолирующий состав 7 (состоящий из гуаровой камеди, полиакриламида, окиси цинка, ацетата хрома, формалина) посредством установки КУДР-8 в объеме 17 м3, с давлением на устье 45 атм (давление гидроразрыва пласта 1 было определено равным 55 атм), далее закачали 6 м3 чистой воды. После остановки закачки и технологической выдержки (24 ч) снизили давление в НКТ 6, пакер 8 вернули в транспортное положение извлекли на НКТ 6 из скважины 2. Далее разбурили внутрискважинное пространство скважины 2 с водоизолирующим составом 7 и пакером 8.
После этого спустили электроцентробежный насос - ЭЦН 10 (фиг. 3) на НКТ 6 в добывающую скважину 2 на глубину 715 м, а также оптиковолоконный кабель для контроля динамики температуры вдоль ствола скважины 2, и начали отбор продукции. А в нагнетательную скважину 3 закачивали пар со среднесуточным расходом 100-110 т/сут. После 5 месяцев эксплуатации и установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами 2 и 3, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2, обводненность составила 86-88 %, дебит по нефти - 19-22 т/сут.
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами позволяет расширить функциональные возможности за счет стабильности водоизолирующего состава при высоких температурах (не менее 180°С), снизить материальные затраты из-за непроизводительной эксплуатации водонасыщенных зон пласта за счет их качественной изоляции, сосредоточить депрессию, создаваемую насосом в добывающей скважине, в нефтенасыщенных участках горизонтального ствола.
Claims (1)
- Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами, включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных участках, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего в обсадной колонне, примыкающей к водонасыщенным зонам этой скважины, осуществляют перекрытие этих зон водоизолирующим составом, разрушающимся при внешнем воздействии, с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что в качестве водоизолирующего состава применяют термостойкую гелевую композицию, а вытесняющего агента - пар температурой не менее 180°С, определение водонасыщенных зон проводят в добывающей скважине геофизическими исследованиями в два этапа, первый из которых электрический и/или радиоактивный - до начала закачки пара, а второй термометрический - после прогрева пласта до начала добычи продукции, при обнаружении водонасыщенных зон, вскрытых горизонтальным стволом добывающей скважины со стороны устья, и определении крайних верхней и нижней границ этих зон перед закачкой и продавливанием в поровое пространство продуктивного пласта водоизолирующего состава ближе к забою не менее чем на 15 м относительно нижней границы водонасыщенной зоны устанавливают глухой разбуриваемый пакер, потом ближе к устью не менее чем на 15 м относительно верхней границы водонасыщенной зоны на насосно-компрессорных трубах (НКТ) спускают и устанавливают проходной съемный пакер с выходом в межпакерное пространство не менее чем на 3 метра от съемного пакера, закачку водоизолирующего состава производят по НКТ при давлении, не превышающем давление гидроразврыва пласта, после технологической выдержки съемный пакер извлекают вместе с НКТ, а глухой пакер разбуривают вместе с водоизолирующим составом, оставшимся в стволе скважины, после этого в добывающей скважине размещают спускаемый на НКТ насос ниже глубины интервала закачки водоизолирующего состава не менее чем на 50 м, после чего нагнетательную скважину запускают под закачку пара, а добывающую - под отбор продукции.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018132433A RU2690586C1 (ru) | 2018-09-10 | 2018-09-10 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018132433A RU2690586C1 (ru) | 2018-09-10 | 2018-09-10 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2690586C1 true RU2690586C1 (ru) | 2019-06-04 |
Family
ID=67037388
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018132433A RU2690586C1 (ru) | 2018-09-10 | 2018-09-10 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2690586C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2730705C1 (ru) * | 2020-02-10 | 2020-08-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водонефтяными зонами |
| RU2814235C1 (ru) * | 2023-07-24 | 2024-02-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4804043A (en) * | 1987-07-01 | 1989-02-14 | Mobil Oil Corp. | Process for selective placement of polymer gels for profile control in thermal oil recovery |
| RU2522369C1 (ru) * | 2012-12-11 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами |
| RU2527051C1 (ru) * | 2012-12-27 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии |
| RU2578134C1 (ru) * | 2015-03-11 | 2016-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами |
| RU2015111300A (ru) * | 2015-03-27 | 2016-10-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Способ разработки залежи углеводородных флюидов при тепловом воздействии |
-
2018
- 2018-09-10 RU RU2018132433A patent/RU2690586C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4804043A (en) * | 1987-07-01 | 1989-02-14 | Mobil Oil Corp. | Process for selective placement of polymer gels for profile control in thermal oil recovery |
| RU2522369C1 (ru) * | 2012-12-11 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами |
| RU2527051C1 (ru) * | 2012-12-27 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии |
| RU2578134C1 (ru) * | 2015-03-11 | 2016-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами |
| RU2015111300A (ru) * | 2015-03-27 | 2016-10-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Способ разработки залежи углеводородных флюидов при тепловом воздействии |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2730705C1 (ru) * | 2020-02-10 | 2020-08-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водонефтяными зонами |
| RU2814235C1 (ru) * | 2023-07-24 | 2024-02-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2522369C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами | |
| RU2455475C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязких нефтей с малыми толщинами пластов методом циклической закачки растворителя и пара в одиночные наклонно направленные скважины | |
| RU2442883C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти | |
| RU2663526C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин | |
| RU2527051C1 (ru) | Способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии | |
| RU2663532C1 (ru) | Способ разработки высоковязкой нефти | |
| RU2582251C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
| RU2626845C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта | |
| RU2527984C1 (ru) | Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти | |
| RU2678738C1 (ru) | Способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти | |
| RU103845U1 (ru) | Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
| RU2690586C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2456441C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти методом одновременной закачки пара и отбора жидкости из одиночной горизонтальной скважины | |
| RU2433254C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2526047C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием | |
| RU2693055C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
| RU2520123C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с карбонатным коллектором | |
| RU2739013C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2684262C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2679423C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами | |
| RU2690588C2 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
| RU2543848C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти или битума с регулируемым отбором продукции из горизонтальных скважин | |
| RU2652245C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти | |
| RU2626500C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200911 |