Способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии Российский патент 2023 года по МПК E21B43/24 E21B7/04 E21B47/09 E21B49/08 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения добычи сверхвязких нефтей или битумов на месторождении за счет расширения прогреваемых паром областей для добычи из нее продукции.

Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии (патент RU №2719882, МПК Е21В 43/24, E21B 7/04, E21B 47/06, опубл. 23.04.2020, бюл. №12), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль состояния паровой камеры, причем после выработки участка залежи в одной из пар скважин останавливают закачку пара и отбор жидкости, после снижения температуры в добывающей скважине ниже пороговой из остывшей добывающей скважины производят бурение нового горизонтального ствола, оснащаемого впоследствии фильтром-хвостовиком, в направлении не охваченных разработкой участков, с последующей закачкой пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволами и поддержания необходимой температуры, закачивают пар через нагнетательную скважину и осуществляют отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через новый ствол добывающей скважины с контролем состояния паровой камеры, причем в качестве пороговой температуры принимают 60°С и менее, перед строительством нового горизонтального ствола в добывающую скважину спускают клин-отклонитель с направлением скоса в сторону не охваченных разработкой участков, вырезают окно в обсадной колонне добывающей скважины, через которое впоследствии бурят новый горизонтальный ствол.

Недостатками данного способа являются:

- при зарезке бокового ствола не учитывается зона распространения паровой камеры, что может привезти к неконтролируемому газопаропроявлению на этапе бурения бокового ствола и на этапе эксплуатации через интервал вырезанного окна в эксплуатационной колонне;

- не оценивается состояние эксплуатационной колонны горизонтальной скважины, расположение стыков труб, что может привезти к осложнениям и авариям при бурении бокового ствола.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии (патент RU №2675114, МПК Е21В 43/24, опубл. 17.12.2018, бюл. №35), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль состояния паровой камеры, причем после выработки участка залежи в одной из пар скважин останавливают закачку пара и отбор жидкости, после снижения температуры в добывающей скважине ниже 80°С из остывшей добывающей скважины извлекают фильтр-хвостовик, из добывающей скважины производят бурение нового горизонтального ствола, оснащаемого впоследствии фильтром-хвостовиком, в направлении не охваченных разработкой участков, производят закачку пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволами и поддержания необходимой температуры, закачивают пар через нагнетательную скважину и осуществляют отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через новый ствол добывающей скважины с контролем состояния паровой камеры.

Недостатками данного способа являются:

- при зарезке бокового ствола не учитывается зона распространения паровой камеры, что может привезти к неконтролируемому газопаропроявлению на этапе бурения бокового ствола и на этапе эксплуатации через интервал вырезанного окна в эксплуатационной колонне;

- не оценивается состояние эксплуатационной колонны горизонтальной скважины, расположение муфтового соединения труб эксплуатационной колонны, что может увеличить продолжительность операции по вырезанию окна, а также привести к осложнениям и авариям при бурении бокового ствола.

Техническими задачами являются повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии за счет снижения вероятности газопаропроявлений на этапе бурения нового ствола скважины и на этапе эксплуатации через интервал вырезанного окна в эксплуатационной колонне, сокращение продолжительности операции по вырезанию окна, а также снижение риска осложнений и аварий в ходе строительства нового горизонтального ствола.

Технические задачи решаются способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим строительство пар горизонтальных скважин - добывающей и расположенной над ней нагнетательной, оснащенных в горизонтальных частях стволов фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины каждой пары с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, последующую закачку пара через нагнетательные скважины и отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины, контроль за состоянием паровой камеры, анализ выработки извлекаемых запасов сверхвязкой нефти, после выработки проектных извлекаемых запасов сверхвязкой нефти в одной из пар скважин остановку закачки пара в нагнетательную скважину и отбора жидкости из добывающей скважины указанной пары, строительство нового горизонтального ствола из добывающей скважины указанной пары, отбор продукции через новый ствол указанной добывающей скважины.

Новым является то, перед строительством нового горизонтального ствола в указанной добывающей скважине проводят термометрию и определяют текущий интервал распространения паровой камеры, проводят дефектоскопию и микрокавернометрию, выполняют оценку состояния эксплуатационной колонны и определяют расположение муфтовых соединений труб в указанной добывающей скважине, выбирают интервал зарезки нового горизонтального ствола скважины на 2-3 м ниже текущего интервала распространения паровой камеры и на расстоянии как минимум 2 м ниже муфтового соединения труб эксплуатационной колонны, в остывшую указанную добывающую скважину спускают клин-отклонитель с направлением скоса в сторону размещения нового горизонтального ствола указанной добывающей скважины, вырезают окно в обсадной колонне указанной добывающей скважины, через которое бурят новый горизонтальный ствол, который располагают параллельно и на расстоянии 30-70 м от основного горизонтального ствола указанной добывающей скважины, оснащают новый горизонтальный ствол указанной добывающей скважины фильтром-хвостовиком, далее осуществляют закачку пара в оба горизонтальных ствола указанной добывающей скважины интенсивностью 90 т/сут в течение одного месяца, после этого закачку пара в горизонтальные стволы указанной добывающей скважины останавливают и оставляют на термокапиллярную пропитку в течение 14 дней, далее в новый горизонтальный ствол указанной добывающей скважины спускают электроцентробежный насос и запускают на отбор жидкости, при падении температуры добываемой жидкости до 30°С и менее отбор жидкости из нового горизонтального ствола указанной добывающей скважины прекращают и возобновляют закачку пара интенсивностью 90 т/сут в течение одного месяца в оба ствола указанной добывающей скважины и последующую термокапиллярную пропитку в течение 14 дней, мероприятия повторяют до получения гидродинамической связи между нагнетательной скважиной указанной пары и новым горизонтальным стволом добывающей скважины указанной пары - до восстановления температуры отбираемой жидкости до 30°С и выше и установления такой температуры в постоянном режиме и снова запускают новый горизонтальный ствол указанной добывающей скважины на отбор жидкости.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии осуществляют следующим образом.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой фильтров-хвостовиков, располагаемых в горизонтальном участке соответствующей скважины. Прогрев залежи производят закачкой теплоносителя (пара) в обе скважины с прогревом продуктивного пласта залежи и созданием паровой камеры. После чего закачку пара осуществляют через нагнетательную скважину, отбирают продукцию за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину. Осуществляют контроль за состоянием паровой камеры. После выработки участка залежи в скважинах останавливают соответственно закачку пара и отбор жидкости.

По гидродинамической модели проводят анализ выработки извлекаемых запасов на залежи сверхвязкой нефти, выявляют неохваченные разработкой участки залежи. Выбирают скважину, выработавшую проектные извлекаемые запасы сверхвязкой нефти и имеющую текущий экономически нерентабельный дебит.На выбранной скважине проводят геофизические исследования (термометрия). Определяют текущий интервал распространения паровой камеры. Выполняют оценку состояния эксплуатационной колонны (дефектоскопию, микрокавернометрию). При выполнении оценки состояния эксплуатационной колонны также определяют расположение муфтовых соединений труб (стыков труб). Выбирают интервал зарезки нового горизонтального ствола скважины на 2-3 м ниже текущего интервала распространения паровой камеры (определяют по гидродинамической модели). Производят зарезку нового горизонтального ствола скважины на расстоянии как минимум 2 м ниже муфтового соединения труб эксплуатационной колонны, определяемого по геофизическим исследованиям.

Перед строительством нового горизонтального ствола в остывшую добывающую скважину спускают клин-отклонитель с направлением скоса в сторону размещения нового горизонтального ствола скважины. Вырезают окно в обсадной колонне добывающей скважины, через которое бурят новый ствол горизонтальной добывающей скважины, оснащаемый фильтром-хвостовиком. Новый горизонтальный ствол скважины располагают параллельно и на расстоянии 30-70 м от основного горизонтального ствола добывающей скважины. Далее возобновляют закачку пара в оба горизонтальных ствола добывающей скважины интенсивностью 90 т/сут в течение одного месяца, после этого останавливают закачку пара в добывающую скважину и оставляют на термокапиллярную пропитку в течение 14 дней.

Далее в новый горизонтальный ствол добывающей скважины спускают электроцентробежный насос и запускают скважину на отбор жидкости. При падении температуры добываемой жидкости до 30°С и менее отбор жидкости прекращают.Возобновляют закачку пара в новый горизонтальный ствол добывающей скважины. Мероприятия повторяют до получения гидродинамической связи (до восстановления температуры отбираемой жидкости до 30°С и выше и установления такой температуры в постоянном режиме) между стволом горизонтальной нагнетательной скважины и новым горизонтальным стволом добывающей скважины.

Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии позволяет повысить эффективность разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии за счет снижения вероятности газопаропроявлений на этапе бурения нового ствола скважины, а также на этапе эксплуатации через интервал вырезанного окна в эксплуатационной колонне, что в свою очередь ведет к снижению затрат на выполнение мероприятий по глушению и охлаждению скважин при проведении подземного и капитального ремонта скважин, сокращению продолжительности операции по вырезанию окна, позволяет снизить риск осложнений и аварий в ходе строительства нового горизонтального ствола. Также предлагаемый способ позволят повысить эффективность отбора жидкости за счет вовлечеия в разрабтку ранее не охваченных зон.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1.

На Южно-Ашальчинской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 110 м, залежь представлена однородным пластом толщиной 14 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,5 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,01 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м3, вязкостью 13011 мПа, пробурили горизонтальные добывающие и расположенные выше нагнетательные скважины с установкой фильтров-хвостовиков, расположенных в горизонтальном участке соответствующей скважины. Прогрев залежи производили закачкой теплоносителя (пара) в обе скважины с прогревом продуктивного пласта залежи и созданием паровой камеры. После чего закачку пара осуществляли через нагнетательную скважину, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину. Осуществляли контроль за состоянием паровой камеры. После выработки участка залежи в скважинах остановили соответственно закачку пара и отбор жидкости.

По гидродинамической модели провели анализ выработки извлекаемых запасов на залежи сверхвязкой нефти, выявили неохваченные разработкой участки залежи. Выбрали скважину, выработавшую проектные извлекаемые запасы сверхвязкой нефти и имеющую текущий экономически нерентабельный дебит.На выбранной скважине определили текущий интервал распространения паровой камеры, провели геофизические исследования (термометрия), дефектоскопию и микрокавернометрию. На основании полученных данных определили расположение паровой камеры и муфтовых соединений труб. Интервал зарезки нового горизонтального ствола выбрали на 3 м ниже текущего интервала распространения паровой камеры и на 5 м ниже муфтового соединения труб.

После этого в остывшую добывающую скважину спустили клин-отклонитель с направлением скоса в сторону размещения нового горизонтального ствола, вырезали окно в обсадной колонне добывающей скважины, через которое впоследствии пробурили новый горизонтальный ствол скважины, оснащенный в последствии фильтром-хвостовиком, параллельно и на расстоянии 30 м от основного ствола добывающей скважины. Возобновили закачку пара в оба ствола скважины интенсивностью 90 т/сут в течении одного месяца, после этого остановили закачку пара в добывающую скважину и оставили на термокапиллярную пропитку в течение 14 дней. Спустили в новый ствол скважины электроцентробежный насос и запустили добывающую скважину на отбор жидкости. После эксплуатации в течение 40 дней температура добываемой жидкости упала до 29°С. Возобновили закачку пара, температура добываемой жидкости поднялась до 70°С.

Дебит сверхвязкой нефти увеличился с 2 т/сут до 19 т/сут.

Пример 2.

На Южно-Ашальчинской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 110 м, залежь представлена однородным пластом толщиной 14 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,5 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,01 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м3, вязкостью 13011 мПа, пробурили горизонтальные добывающие и расположенные выше нагнетательные скважины с установкой фильтров-хвостовиков, расположенных в горизонтальном участке соответствующей скважины. Прогрев залежи производили закачкой теплоносителя (пара) в обе скважины с прогревом продуктивного пласта залежи и созданием паровой камеры. После чего закачку пара осуществляли через нагнетательную скважину, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину. Осуществляли контроль за состоянием паровой камеры. После выработки участка залежи в скважинах остановили соответственно закачку пара и отбор жидкости.

По гидродинамической модели провели анализ выработки извлекаемых запасов на залежи сверхвязкой нефти, выявили неохваченные разработкой участки залежи. Выбрали скважину, выработавшую проектные извлекаемые запасы сверхвязкой нефти и имеющую текущий экономически нерентабельный дебит. На выбранной скважине определили текущий интервал распространения паровой камеры, провели геофизические исследования (термометрия), дефектоскопию и микрокавернометрию. На основании полученных данных определили расположение паровой камеры и муфтовых соединений труб. Интервал зарезки нового горизонтального ствола выбрали на 2 м ниже текущего интервала распространения паровой камеры и на 2 м ниже муфтового соединения труб.

После этого в остывшую добывающую скважину спустили клин-отклонитель с направлением скоса в сторону размещения нового горизонтального ствола, вырезали окно в обсадной колонне добывающей скважины, через которое впоследствии пробурили новый горизонтальный ствол скважины, оснащенный в последствии фильтром-хвостовиком, параллельно и на расстоянии 47 м от основного ствола добывающей скважины. Возобновили закачку пара в оба ствола скважины интенсивностью 90 т/сут в течении одного месяца, после этого остановили закачку пара в добывающую скважину и оставили на термокапиллярную пропитку в течение 14 дней. Спустили в новый ствол скважины электроцентробежный насос и запустили добывающую скважину на отбор жидкости. После эксплуатации в течение 40 дней температура добываемой жидкости упала до 30°С. Возобновили закачку пара, температура добываемой жидкости поднялась до 87°С.Дебит сверхвязкой нефти увеличился с 0,5 т/сут до 24 т/сут.

Пример 3.

На Южно-Ашальчинской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 110 м, залежь представлена однородным пластом толщиной 14 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,5 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,01 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м3, вязкостью 13011 мПа, пробурили горизонтальные добывающие и расположенные выше нагнетательные скважины с установкой фильтров-хвостовиков, расположенных в горизонтальном участке соответствующей скважины. Прогрев залежи производили закачкой теплоносителя (пара) в обе скважины с прогревом продуктивного пласта залежи и созданием паровой камеры. После чего закачку пара осуществляли через нагнетательную скважину, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину. Осуществляли контроль за состоянием паровой камеры. После выработки участка залежи в скважинах остановили соответственно закачку пара и отбор жидкости.

По гидродинамической модели провели анализ выработки извлекаемых запасов на залежи сверхвязкой нефти, выявили неохваченные разработкой участки залежи. Выбрали скважину, выработавшую проектные извлекаемые запасы сверхвязкой нефти и имеющую текущий экономически нерентабельный дебит.На выбранной скважине определили текущий интервал распространения паровой камеры, провели геофизические исследования (термометрия), дефектоскопию и микрокавернометрию. На основании полученных данных определили расположение паровой камеры и муфтовых соединений труб. Интервал зарезки нового горизонтального ствола выбрали на 2,5 м ниже текущего интервала распространения паровой камеры и на 7 м ниже муфтового соединения труб.

После этого в остывшую добывающую скважину спустили клин-отклонитель с направлением скоса в сторону размещения нового горизонтального ствола, вырезали окно в обсадной колонне добывающей скважины, через которое впоследствии пробурили новый горизонтальный ствол скважины, оснащенный в последствии фильтром-хвостовиком, параллельно и на расстоянии 70 м от основного ствола добывающей скважины. Возобновили закачку пара в оба ствола скважины интенсивностью 90 т/сут в течении одного месяца, после этого остановили закачку пара в добывающую скважину и оставили на термокапиллярную пропитку в течение 14 дней. Спустили в новый ствол скважины электроцентробежный насос и запустили добывающую скважину на отбор жидкости. После эксплуатации в течение 40 дней температура добываемой жидкости упала до 26°С. Возобновили закачку пара, температура добываемой жидкости поднялась до 45°С. После эксплуатации в течение 3 месяцев температура добываемой жидкости упала до 28°С. После этого возобновили закачку пара в оба ствола скважины интенсивностью 90 т/сут в течение одного месяца, после этого остановили закачку пара в добывающую скважину и оставили на термокапиллярную пропитку в течение 14 дней. Спустили электроцентробежный насос и запустили добывающую скважину на отбор жидкости.

Дебит сверхвязкой нефти увеличился с 1,2 т/сут до 17 т/сут.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности отбора жидкости, снижение вероятности газопаропроявлений и риска осложнений и аварий. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти включает строительство пар горизонтальных скважин - добывающей и расположенной над ней нагнетательной, оснащенных в горизонтальных частях стволов фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины каждой пары с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, последующую закачку пара через нагнетательные скважины и отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины. После выработки проектных извлекаемых запасов сверхвязкой нефти в одной из пар скважин осуществляют остановку закачки пара в нагнетательную скважину и отбора жидкости из добывающей скважины указанной пары. В указанной добывающей скважине определяют текущий интервал распространения паровой камеры, проводят дефектоскопию и микрокавернометрию, выполняют оценку состояния эксплуатационной колонны и определяют расположение муфтовых соединений труб в указанной добывающей скважине. Выбирают интервал зарезки нового горизонтального ствола скважины на 2-3 м ниже текущего интервала распространения паровой камеры и на расстоянии как минимум 2 м ниже муфтового соединения труб эксплуатационной колонны. В остывшую указанную добывающую скважину спускают клин-отклонитель с направлением скоса в сторону размещения нового горизонтального ствола указанной добывающей скважины. Вырезают окно в обсадной колонне указанной добывающей скважины, через которое бурят новый горизонтальный ствол, который располагают параллельно и на расстоянии 30-70 м от основного горизонтального ствола указанной добывающей скважины. Оснащают новый горизонтальный ствол указанной добывающей скважины фильтром-хвостовиком. Далее осуществляют закачку пара в оба горизонтальных ствола указанной добывающей скважины интенсивностью 90 т/сут в течение одного месяца. После этого закачку пара в горизонтальные стволы указанной добывающей скважины останавливают и оставляют на термокапиллярную пропитку в течение 14 дней. Далее в новый горизонтальный ствол указанной добывающей скважины спускают электроцентробежный насос и запускают на отбор жидкости. При падении температуры добываемой жидкости до 30°С и менее отбор жидкости из нового горизонтального ствола указанной добывающей скважины прекращают и возобновляют закачку пара интенсивностью 90 т/сут в течение одного месяца в оба ствола указанной добывающей скважины и последующую термокапиллярную пропитку в течение 14 дней. Мероприятия повторяют до получения гидродинамической связи между нагнетательной скважиной указанной пары и новым горизонтальным стволом добывающей скважины указанной пары - до восстановления температуры отбираемой жидкости до 30°С и выше и установления такой температуры в постоянном режиме и снова запускают новый горизонтальный ствол указанной добывающей скважины на отбор жидкости. 3 пр.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти, включающий строительство пар горизонтальных скважин - добывающей и расположенной над ней нагнетательной, оснащенных в горизонтальных частях стволов фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины каждой пары с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, последующую закачку пара через нагнетательные скважины и отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины, контроль за состоянием паровой камеры, анализ выработки извлекаемых запасов сверхвязкой нефти, после выработки проектных извлекаемых запасов сверхвязкой нефти в одной из пар скважин остановку закачки пара в нагнетательную скважину и отбора жидкости из добывающей скважины указанной пары, строительство нового горизонтального ствола из добывающей скважины указанной пары, отбор продукции через новый ствол указанной добывающей скважины, отличающийся тем, что перед строительством нового горизонтального ствола в указанной добывающей скважине проводят термометрию и определяют текущий интервал распространения паровой камеры, проводят дефектоскопию и микрокавернометрию, выполняют оценку состояния эксплуатационной колонны и определяют расположение муфтовых соединений труб в указанной добывающей скважине, выбирают интервал зарезки нового горизонтального ствола скважины на 2-3 м ниже текущего интервала распространения паровой камеры и на расстоянии как минимум 2 м ниже муфтового соединения труб эксплуатационной колонны, в остывшую указанную добывающую скважину спускают клин-отклонитель с направлением скоса в сторону размещения нового горизонтального ствола указанной добывающей скважины, вырезают окно в обсадной колонне указанной добывающей скважины, через которое бурят новый горизонтальный ствол, который располагают параллельно и на расстоянии 30-70 м от основного горизонтального ствола указанной добывающей скважины, оснащают новый горизонтальный ствол указанной добывающей скважины фильтром-хвостовиком, далее осуществляют закачку пара в оба горизонтальных ствола указанной добывающей скважины интенсивностью 90 т/сут в течение одного месяца, после этого закачку пара в горизонтальные стволы указанной добывающей скважины останавливают и оставляют на термокапиллярную пропитку в течение 14 дней, далее в новый горизонтальный ствол указанной добывающей скважины спускают электроцентробежный насос и запускают на отбор жидкости, при падении температуры добываемой жидкости до 30°С и менее отбор жидкости из нового горизонтального ствола указанной добывающей скважины прекращают и возобновляют закачку пара интенсивностью 90 т/сут в течение одного месяца в оба ствола указанной добывающей скважины и последующую термокапиллярную пропитку в течение 14 дней, мероприятия повторяют до получения гидродинамической связи между нагнетательной скважиной указанной пары и новым горизонтальным стволом добывающей скважины указанной пары - до восстановления температуры отбираемой жидкости до 30°С и выше и установления такой температуры в постоянном режиме и снова запускают новый горизонтальный ствол указанной добывающей скважины на отбор жидкости.