Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин Российский патент 2024 года по МПК E21B43/22 E21B43/24 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи сверхвязкой нефти.

Известен способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей (патент RU 2387818, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.04.2010 г., Бюл. № 12), включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции, причем в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, а совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель.

Недостатком способа является снижение эффективности закачки растворителя в связи с тем, что во время закачки в нагнетательную скважину часть растворителя перетекает через высокопроницаемые каналы в добывающую скважину, откуда её отбирают с добывающей продукцией и которая не участвует в процессе нефтеизвлечения.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU № 2663530, МПК Е21В 43/24, МПК Е21В 43/22, опубл. 07.08.2018 г., Бюл. № 22), включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку углеводородного растворителя и пара для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, перевод в режим закачки пара в нагнетательную скважину и отбора продукции в добывающей скважине. Предварительно лабораторными исследованиями на образце керна продуктивного пласта определяют скорость диффузии углеводородного растворителя в данном образце в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях. На основании данной скорости диффузии рассчитывается время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины по приведенному математическому выражению. При этом углеводородный растворитель закачивается в нагнетательную скважину до начала прогрева пласта закачкой пара. При этом закачка пара для освоения пары скважин начинается по истечении расчетного времени достижения растворителем добывающей скважины. Техническим результатом является сокращение расхода углеводородного растворителя как минимум в 1,5 раза, сокращение энергетических затрат на 15÷20% за счет ускорения выхода более чем в 2 раза на промышленную добычу высоковязкой нефти.

Недостатком способа является снижение эффективности закачки растворителя в связи с тем, что во время закачки в нагнетательную скважину часть растворителя перетекает через высокопроницаемые каналы в добывающую скважину, откуда её отбирают с добывающей продукцией и которая не участвует в процессе нефтеизвлечения.

Технической задачей является повышение эффективности нефтеизвлечения пласта, за счет увеличения площади воздействия растворителя в призабойной зоне перфорированной части пласта, путем регулирования отбора добываемой жидкости из добывающей скважины.

Для решения технических задач предлагается способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку пара в обе скважины для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, перевод добывающей скважины в режим отбора продукции.

Новым является то, что ведут разработку залежи с контролем за распространением паровой камеры по продуктивному пласту, также через 4 - 7 лет после начала эксплуатации скважин, при увеличении обводненности продуктивного пласта на 5-10% и повышении температуры добываемой продукции более 120°С, производят закачку растворителя через линейную задвижку на фонтанной арматуре в НКТ, спущенную в «носок» в призабойную зону нагнетательной скважины, причем закачку растворителя и пара в паровую камеру выполняют совместно, при этом объем паровой камеры рассчитывают по формуле:

V_пк = π · Н² · L · m · S,

где V_пк - объем паровой камеры, м³,

H - средняя нефтенасыщенная толщина пласта, м,

L - протяженность горизонтального участка скважины, м,

m - коэффициент пористости, д. ед.,

S - нефтенасыщенность, %,

объем растворителя для закачки в паровую камеру, исходя из лабораторных исследований, составляет 15% от объема паровой камеры и определяют по формуле:

V_p = 0,15 · V_пк,

где V_р - объем растворителя, м³,

V_пк - объем паровой камеры, м³,

одновременно, с совместной закачкой растворителя и пара в нагнетательную скважину, снижают отбор добываемой продукции из добывающей скважины с первоначального объема добычи до минимального объема, причем после завершения закачки всего объема растворителя в призабойную зону нагнетательной скважины продолжают выполнять закачку только пара, на протяжении 10 дней, с минимальным объемом отбора добывающей продукции из добывающей скважины, при этом по истечение 10 дней возобновляют отбор первоначального объема добываемой продукции из добывающей скважины.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин осуществляют в следующей последовательности.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин включает строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку пара в обе скважины для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, при этом ведут разработку залежи с контролем за распространением паровой камеры по продуктивному пласту путем регулирования закачки пара в нагнетательную скважину и перевод добывающей скважины в режим отбора продукции. Через 4 - 7 лет после начала эксплуатации скважин, при увеличении обводненности продуктивного пласта на 5-10% и повышении температуры добываемой продукции более 120°С, производят закачку растворителя через линейную задвижку на фонтанной арматуре в НКТ, спущенную в «носок» в призабойную зону нагнетательной скважины, причем закачку растворителя и пара выполняют совместно.

Объем паровой камеры рассчитывают по формуле:

V_пк = π · Н² · L · m · S,

где V_пк - объем паровой камеры, м³,

H - средняя нефтенасыщенная толщина пласта, м,

L - протяженность горизонтального участка скважины, м,

m - коэффициент пористости, д. ед.,

S - нефтенасыщенность, %.

Объем растворителя для закачки, исходя из лабораторных исследований, составляет 15% от объема паровой камеры и определяют по формуле:

V_p = 0,15 · V_пк,

где V_р - объем растворителя, м³,

V_пк - объем паровой камеры, м³.

Одновременно с совместной закачкой растворителя и пара в нагнетательную скважину снижают отбор добываемой продукции из добывающей скважины с первоначального объема добычи, например, с 80 - 120 т/сут до минимального объема, например, до 10 - 20 т/сут, причем после завершения закачки всего объема растворителя, например, 105 м³ в призабойную зону нагнетательной скважины, продолжают выполнять закачку только пара в объеме, например, 80 т/сут на протяжении 10 дней, с минимальным объемом отбора добывающей продукции, например, 10 - 20 т/сут из добывающей скважины. По истечении 10 дней возобновляют отбор первоначального объема добываемой продукции, например, 80 - 120 т/сут из добывающей скважины.

Пример осуществления способа разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин.

На разрабатываемой Кармалинской залежи сверхвязкой нефти с продуктивным пластом, находящимся на глубине 56 м, со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 18,3 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,6 МПа, нефтенасыщенностью 0,58 д. ед., коэффициентом пористости – 0,28 д. ед., проницаемостью 1,7 мкм², плотностью битума в пластовых условиях 986 кг/м³, вязкостью 15506 мПа⋅с произвели строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, произвели закачку пара в обе скважины для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, вели разработку залежи с контролем за распространением паровой камеры по продуктивному пласту при средней обводненности 87 %. Через 5 лет после начала эксплуатации скважин обводненность продуктивного пласта увеличилась до 96 %, а температура добываемой продукции повысилась до 120°С. В связи с этим произвели закачку растворителя промышленного ТУ 0258-007-60320171-2016 с паром через линейную задвижку на фонтанной арматуре в НКТ, спущенную в «носок» в призабойную зону нагнетательной скважины, наряду с этим снизили отбор добываемой продукции из добывающей скважины с 90 т/сут до 10 т/сут. После закачки всего объема 105 м³ растворителя промышленного ТУ 0258-007-60320171-2016 продолжили выполнять закачку только пара в объеме 80 т/сут в течение 10 дней. Через 10 дней возобновили отбор добываемой продукции в объеме 90 т/сут. В результате применения данного способа обводненность добываемой продукции снизилась до 90%, а дополнительная добыча нефти составила 3 т/сут.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин позволяет повысить эффективность нефтеизвлечения пласта, за счет увеличения площади воздействия растворителя в призабойной зоне перфорированной части пласта, путем регулирования отбора добываемой жидкости из добывающей скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи сверхвязкой нефти. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин включает строительство в продуктивном пласте горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, закачку пара в обе скважины для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, перевод добывающей скважины в режим отбора продукции. Через 4-7 лет после начала эксплуатации скважин, при увеличении обводненности продуктивного пласта на 5-10% и повышении температуры добываемой продукции более 120°С, производят закачку растворителя. Объем растворителя для закачки в паровую камеру исходя из лабораторных исследований составляет 15% от объема паровой камеры. При этом с совместной закачкой растворителя и пара в нагнетательную скважину снижают отбор добываемой продукции из добывающей скважины с первоначального объема добычи до минимального объема. После завершения закачки всего объема растворителя продолжают выполнять закачку только пара на протяжении 10 дней с минимальным объемом отбора добывающей продукции из добывающей скважины. По истечении 10 дней возобновляют отбор первоначального объема добываемой продукции из добывающей скважины. Обеспечивается повышение эффективности нефтеизвлечения пласта.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку пара в обе скважины для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, перевод добывающей скважины в режим отбора продукции, отличающийся тем, что ведут разработку залежи с контролем за распространением паровой камеры по продуктивному пласту, также через 4-7 лет после начала эксплуатации скважин, при увеличении обводненности продуктивного пласта на 5-10% и повышении температуры добываемой продукции более 120°С производят закачку растворителя через линейную задвижку на фонтанной арматуре в НКТ, спущенную в носок в призабойную зону нагнетательной скважины, причем закачку растворителя и пара в паровую камеру выполняют совместно, при этом объем паровой камеры рассчитывают по формуле:

V_пк = π ⋅ Н² ⋅ L ⋅ m ⋅ S,

где V_пк - объем паровой камеры, м³,

H - средняя нефтенасыщенная толщина пласта, м,

L - протяженность горизонтального участка скважины, м,

m - коэффициент пористости, д. ед.,

S - нефтенасыщенность, %,

объем растворителя для закачки в паровую камеру исходя из лабораторных исследований составляет 15% от объема паровой камеры и его определяют по формуле:

V_p = 0,15 ⋅ V_пк,

где V_р - объем растворителя, м³,

V_пк - объем паровой камеры, м³,

одновременно с совместной закачкой растворителя и пара в нагнетательную скважину снижают отбор добываемой продукции из добывающей скважины с первоначального объема добычи до минимального объема, причем после завершения закачки всего объема растворителя в призабойную зону нагнетательной скважины продолжают выполнять закачку только пара на протяжении 10 дней с минимальным объемом отбора добывающей продукции из добывающей скважины, при этом по истечении 10 дней возобновляют отбор первоначального объема добываемой продукции из добывающей скважины.