СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ И БИТУМА Российский патент 2012 года по МПК E21B43/24 

Описание патента на изобретение RU2446280C1

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежи высоковязкой нефти и битума.

Известен способ добычи высоковязкой нефти (патент РФ №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.11.2006, БИ №32), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции. Выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют - вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.

Недостатком способа является невозможность его эффективной реализации в условиях послойной неоднородности продуктивного пласта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2274742, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.04.2006), включающий спуск в скважину двух колонн насосно-компрессорных труб на разные глубины в интервал продуктивного пласта, закачку рабочего агента по первой колонне насосно-компрессорных труб и отбор продукции по второй колонне насосно-компрессорных труб. Интервал продуктивного пласта перфорируют в его верхней и нижней частях, в скважину спускают две параллельные колонны насосно-компрессорных труб с одним пакером, конец первой колонны насосно-компрессорных труб размещают напротив верхней части продуктивного пласта, конец второй колонны насосно-компрессорных труб с пакером размещают напротив нижней части продуктивного пласта, пакер устанавливают в интервале между перфорацией верхней и нижней частей продуктивного пласта, в качестве рабочего агента используют оторочки пара и углеводородного растворителя, закачку рабочего агента и отбор продукции производят циклически: закачивают рабочий агент по первой колонне насосно-компрессорных труб в верхнюю часть продуктивного пласта при закрытой второй колонне насосно-компрессорных труб и отсутствии отбора продукции, отбирают продукцию по второй колонне насосно-компрессорных труб из нижней части продуктивного пласта при закрытой первой колонне насосно-компрессорных труб и отсутствии закачки рабочего агента, циклы закачки и отбора повторяют.

Недостатком способа является длительность периода закачки рабочих агентов для обеспечения достаточной подвижности нефти в нижней части продуктивного пласта.

Технической задачей изобретения является интенсификация притока пластовой жидкости к скважинам при разработке неоднородной по разрезу продуктивного пласта залежи высоковязкой нефти и битума, особенно на ранней ее стадии.

Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти и битума, включающим бурение и обустройство не менее двух вертикально направленных скважин с последующим вторичным вскрытием в них верхней и нижней частей продуктивного пласта, спуск в каждую скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером и разобщение пакером интервалов вскрытия в эксплуатационной колонне, циклическую закачку пара в пласт через верхний интервал вскрытия и отбор пластовой жидкости через нижний интервал вскрытия.

Новым является то, что между скважинами на равноудаленном расстоянии бурят и обустраивают дополнительную вертикально направленную скважину с обеспечением постоянного отбора пластовой жидкости из вторично вскрытой нижней части продуктивного пласта и зарезки боковых стволов в верхней части продуктивного пласта, причем боковые стволы выполняют наклонно от кровли до подошвы продуктивного пласта в направлении периферийных скважин с протяженностью наклонного участка, определяемой линейным размером ее горизонтальной проекции в пределах 5-95% от кратчайшего расстояния до периферийных скважин, в боковых стволах отдельно обеспечивают постоянную закачку пара в нижнюю часть продуктивного пласта и закачку пара в верхнюю часть продуктивного пласта при прекращении закачки пара в периферийные скважины, при этом из периферийных скважин по колонне насосно-компрессорных труб осуществляют отбор пластовой жидкости в постоянном режиме, а закачку пара в межтрубное пространство периферийных скважин прекращают при обводненности пластовой жидкости до 95-97% и возобновляют закачку пара при снижении обводненности пластовой жидкости до 85%.

На фиг.1 представлена схема способа разработки залежи высоковязкой нефти и битума.

На фиг.2 представлен график по динамике суточного дебита нефти периферийной скважины, а также скважины по прототипу.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума осуществляют следующим образом.

В продуктивном пласте 1 (фиг.1) бурят и обустраивают вертикальные скважины 2 и 2' с расстоянием между ними 2L (100-500 м) так, чтобы их забои находились непосредственно над подошвой продуктивного пласта 1. Вертикальные скважины 2 и 2' вторично вскрывают в верхних 3 и 3' и нижних 4 и 4' частях продуктивного пласта 1. Расстояние между интервалами вторичного вскрытия в скважинах должно быть не менее 5 м во избежание быстрого прорыва пара по заколонному пространству скважин. В каждую из скважин 2 и 2' спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером и разобщают пакером интервалы вскрытия в эксплуатационной колонне этих скважин.

На равноудаленном расстоянии от периферийных скважин 2 и 2' в одной вертикальной плоскости бурят и обустраивают дополнительную вертикальную скважину 5 с двумя боковыми стволами 6, причем боковые стволы 6 выполняют наклонно от кровли до подошвы продуктивного пласта 1 в направлении периферийных скважин 2 и 2' с протяженностью наклонного участка, определяемой линейным размером ее горизонтальной проекции в пределах 5-95% от кратчайшего расстояния до периферийных скважин 2 и 2'. Кроме того, в боковых стволах путем установки пакера обеспечивают возможность реализации отдельной постоянной закачки пара в нижнюю часть продуктивного пласта от закачки пара в верхнюю часть продуктивного пласта. Вертикальную скважину 5 также вторично вскрывают в нижнем интервале 7 продуктивного пласта 1. Расстояние между интервалами зарезки боковых стволов и вторичного вскрытия 7 скважины 5 должно быть не менее 5 м во избежание быстрого прорыва перегретого пара по заколонному пространству скважины. Ведут циклическую закачку пара температурой 180°С по межтрубному пространству через верхние интервалы вскрытия 3 и 3' скважин 2 и 2' и в надпакерную зону боковых стволов 6 скважины 5, причем в подпакерную зону боковых стволов 6 скважины 5 осуществляют постоянную закачку пара. Через нижние интервалы 4, 4' и 7 соответственно скважин 2, 2' и 5 ведется постоянный отбор продукции пласта за счет использования, например, глубинно-насосного оборудования. Закачку пара в интервалы 3 и 3' скважин 2 и 2' прекращают, а в надпакерную зону боковых стволов 6 скважины 5 начинают закачку пара при обводненности добываемой скважинами 2 и 2' пластовой жидкости, составляющей 95-97%. При снижении обводненности добываемой из скважин 2 и 2' продукции до 85% закачку пара в интервалы 3 и 3' скважин 2 и 2' возобновляют, а закачку пара в надпакерную зону боковых стволов 6 скважины 5 прекращают.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума осуществлен на Ашальчинском месторождении Республики Татарстан и смоделирован на базе практически полученных данных в программном комплексе, в котором существует модуль для расчета тепловых моделей, например программный комплекс CMG.

В таблице приведены значения, которые соответствуют моделируемому объекту.

Таблица Параметр Значение Средняя глубина залегания, м 81,0 Средняя общая толщина, м 26,0 Коэффициент пористости, д. ед. 0,32 Значение средней проницаемости по керну, мкм2 2,5 Значение начальной пластовой температуры, °С 8,0 Значение начального пластового давления, МПа 0,44 Коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях, мПа·сек 14000,0 Коэффициент плотности нефти в пластовых условиях, кг/м3 965,0 Коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях, мПа·сек 1,53 Коэффициент анизотропии, ед. 10

Давление нагнетания пара соответствует 1,7 МПа. Температура пара - 180°С, сухость 0,8 д. ед.

Полученные результаты по динамике суточного дебита нефти периферийной скважины, а также скважины по прототипу показаны на фиг.2.

Практические данные и данные расчетов показывают, что промышленная добыча из скважин 2, 2' и 5 начинается уже через 1 месяц при расстоянии, равном ≈7 м между их интервалами вскрытия - 3 и 4, 3' и 4', что намного интенсивнее известных способов, а количество вытесняемой пластовой жидкости пласта 1, добываемой из скважин 2, 2' и 5, за счет поддержания пластового давления при закачке пара в боковые стволы в нижний интервал перфорации более чем в три раза выше, чем у наиболее близкого аналога.

Применение данного метода за счет использования гарантированного потока пластовой жидкости в пласте и ее прогрева, а также прогрева извлекаемой пластовой жидкости при закачке пара позволяет интенсифицировать приток пластовой жидкости к скважинам при разработке неоднородной по разрезу продуктивного пласта залежи высоковязкой нефти и битума, особенно на ранней ее стадии.

Похожие патенты RU2446280C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА 2005
  • Хисамов Раис Салихович
RU2273729C1
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти 2023
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Аслямов Нияз Анисович
  • Гарифуллин Марат Зуфарович
RU2803344C1
Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума 2021
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Аслямов Нияз Анисович
  • Куринов Андрей Иванович
  • Гарифуллин Марат Зуфарович
RU2761799C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ 2010
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Бакиров Ильшат Мухаметович
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
  • Страхов Дмитрий Витальевич
  • Оснос Владимир Борисович
RU2442883C1
Способ разработки месторождения высоковязкой и битумной нефти 2022
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Аслямов Нияз Анисович
  • Гарифуллин Марат Зуфарович
RU2781983C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА 2005
  • Хисамов Раис Салихович
  • Фаткуллин Рашад Хасанович
  • Юсупов Изиль Галимзянович
  • Загидуллин Рафаэль Гасимович
RU2287679C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОЙ НЕФТЕБИТУМНОЙ ЗАЛЕЖИ 2005
  • Зарипов Азат Тимерьянович
  • Хисамов Раис Салихович
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Абдулмазитов Рафиль Гиниятуллович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
RU2287678C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ 2017
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Ахмадуллин Роберт Рафаэлович
  • Ахметзянов Фаниль Муктасимович
  • Ахметшин Наиль Мунирович
  • Береговой Антон Николаевич
RU2690588C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА ПРИ ТЕРМИЧЕСКОМ ВОЗДЕЙСТВИИ 2018
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Ахметзянов Фаниль Муктасимович
  • Ахметшин Наиль Мунирович
RU2673825C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕБИТУМНОЙ ЗАЛЕЖИ 2005
  • Хисамов Раис Салихович
  • Абдулмазитов Рафиль Гиниятуллович
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Валовский Владимир Михайлович
  • Зарипов Азат Тимерьянович
RU2287677C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 446 280 C1

Реферат патента 2012 года СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ И БИТУМА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - интенсификация притока пластовой жидкости к скважинам при разработке неоднородной по разрезу продуктивного пласта залежи высоковязкой нефти и битума, особенно на ранней ее стадии. Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума включает бурение и обустройство не менее двух вертикально направленных скважин с последующим вторичным вскрытием в них верхней и нижней частей продуктивного пласта, спуск в каждую скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером и разобщение пакером интервалов вскрытия в эксплуатационной колонне, циклическую закачку пара в пласт через верхний интервал вскрытия и отбор пластовой жидкости через нижний интервал вскрытия. Между скважинами на равноудаленном расстоянии бурят и обустраивают дополнительную вертикально направленную скважину с обеспечением постоянного отбора пластовой жидкости из вторично вскрытой нижней части продуктивного пласта и зарезки боковых стволов в верхней части продуктивного пласта. Боковые стволы выполняют наклонно от кровли до подошвы продуктивного пласта в направлении периферийных скважин с протяженностью наклонного участка, определяемой линейным размером ее горизонтальной проекции в пределах 5-95% от кратчайшего расстояния до периферийных скважин. В боковых стволах отдельно обеспечивают постоянную закачку пара в нижнюю часть продуктивного пласта и закачку пара в верхнюю часть продуктивного пласта при прекращении закачки пара в периферийные скважины. При этом из периферийных скважин по колонне насосно-компрессорных труб осуществляют отбор пластовой жидкости в постоянном режиме, а закачку пара в межтрубное пространство периферийных скважин прекращают при обводненности пластовой жидкости до 95-97% и возобновляют закачку пара при снижении обводненности пластовой жидкости до 85%. 1 табл., 2 ил.

Формула изобретения RU 2 446 280 C1

Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума, включающий бурение и обустройство не менее двух вертикально направленных скважин с последующим вторичным вскрытием в них верхней и нижней частей продуктивного пласта, спуск в каждую скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером и разобщение пакером интервалов вскрытия в эксплуатационной колонне, циклическую закачку пара в пласт через верхний интервал вскрытия и отбор пластовой жидкости через нижний интервал вскрытия, отличающийся тем, что между скважинами на равноудаленном расстоянии бурят и обустраивают дополнительную вертикально направленную скважину с обеспечением постоянного отбора пластовой жидкости из вторично вскрытой нижней части продуктивного пласта и зарезки боковых стволов в верхней части продуктивного пласта, причем боковые стволы выполняют наклонно от кровли до подошвы продуктивного пласта в направлении периферийных скважин с протяженностью наклонного участка, определяемой линейным размером ее горизонтальной проекции в пределах 5-95% от кратчайшего расстояния до периферийных скважин, в боковых стволах отдельно обеспечивают постоянную закачку пара в нижнюю часть продуктивного пласта и закачку пара в верхнюю часть продуктивного пласта при прекращении закачки пара в периферийные скважины, при этом из периферийных скважин по колонне насосно-компрессорных труб осуществляют отбор пластовой жидкости в постоянном режиме, а закачку пара в межтрубное пространство периферийных скважин прекращают при обводненности пластовой жидкости до 95-97% и возобновляют закачку пара при снижении обводненности пластовой жидкости до 85%.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2012 года RU2446280C1

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА 2005
  • Хисамов Раис Салихович
RU2274742C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПОСЛОЙНО-ЗОНАЛЬНО-НЕОДНОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА 2006
  • Абдулмазитов Рафиль Гиниятуллович
  • Хисамов Раис Салихович
  • Зарипов Азат Тимерьянович
  • Султанов Альфат Салимович
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
RU2295030C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ 2007
  • Чикишев Геннадий Федорович
  • Муляк Владимир Витальевич
  • Шкандратов Виктор Владимирович
  • Чертенков Михаил Васильевич
  • Герасимов Игорь Витальевич
  • Кольцов Евгений Валерьевич
  • Коноплев Юрий Петрович
  • Чикишев Александр Геннадьевич
RU2343276C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕБИТУМНОЙ ЗАЛЕЖИ 2005
  • Хисамов Раис Салихович
  • Абдулмазитов Рафиль Гиниятуллович
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Валовский Владимир Михайлович
  • Зарипов Азат Тимерьянович
RU2287677C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ 2008
  • Хисамов Раис Салихович
  • Абдулмазитов Рафиль Гиниятуллович
  • Фролов Александр Иванович
RU2358099C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ МАССИВНОГО ТИПА 2007
  • Хисамов Раис Салихович
RU2334096C1
US 4445574 А, 01.05.1984.

RU 2 446 280 C1

Авторы

Бакиров Ильшат Мухаметович

Зарипов Азат Тимерьянович

Низаев Рамиль Хабутдинович

Арзамасцев Александр Иванович

Оснос Лилия Рафагатовна

Даты

2012-03-27Публикация

2010-10-12Подача