RU2624858C1 - Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием - Google Patents
Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием Download PDFInfo
- Publication number
- RU2624858C1 RU2624858C1 RU2016131069A RU2016131069A RU2624858C1 RU 2624858 C1 RU2624858 C1 RU 2624858C1 RU 2016131069 A RU2016131069 A RU 2016131069A RU 2016131069 A RU2016131069 A RU 2016131069A RU 2624858 C1 RU2624858 C1 RU 2624858C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- well
- oil
- pipe string
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 230000000694 effects Effects 0.000 title claims abstract description 19
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 title claims abstract description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 43
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 26
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 20
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 14
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 9
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 8
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 30
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 17
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 12
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 3
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- SOIFLUNRINLCBN-UHFFFAOYSA-N ammonium thiocyanate Chemical compound [NH4+].[S-]C#N SOIFLUNRINLCBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- 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)
- Geophysics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности и качества паротеплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью, сохранение коллекторских свойств пласта, снижение тепловых потерь при реализации способа. В способе разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием бурят добывающую горизонтальную скважину в нижней четверти толщи нефтенасыщенного пласта, определяют давление гидроразрыва пласта в карбонатных породах проведением тест-закачки, а в терригенных породах - проведением минигидравлического разрыва пласта. Затем на устье скважины колонну труб оснащают снизу вверх: перфорированным хвостовиком, насосом, перепускным клапаном, перепускающим из колонны труб в межтрубное пространство, надувным пакером, после чего спускают колонну труб в скважину так, чтобы надувной пакер размещался напротив кровли пласта с высоковязкой нефтью. Производят посадку надувного пакера в скважине, затем на устье нагнетательную линию для закачки теплоносителя обвязывают со смесителем, парогенератором и насосным агрегатом. В качестве теплоносителя используют двухкомпонентную смесь, состоящую из пара с температурой 200-220°С с добавлением легкого углеводорода из расчета 1 л легкого углеводорода на 5 кг пара, осуществляют пароциклическое воздействие двухкомпонетной смесью, приготовленной на устье скважины, на пласт с высоковязкой нефтью в течение 15 сут при открытом перепускном клапане, затем осуществляют технологическую выдержку в течение 7 сут на пропитку при закрытом перепускном клапане, далее производят отбор разогретой нефти до снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины, после чего циклы повторяют. 3 ил., 2 табл.
Description
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может быть использовано для добычи высоковязкой нефти при пароциклическом воздействии на пласт.
Известен способ циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью (патент RU №2164289, МПК E21B 43/24, опубл. 20.03.2001 г., бюл. №8), включающий закачку через скважину расчетного количества парогазового теплоносителя, содержащего водяной пар, растворимый в нефти газ и неконденсирующийся газ, и последующий отбор продукции скважины. Причем парогазовый теплоноситель вырабатывают с таким составом, чтобы в газообразной неконденсирующейся фазе его содержался свободный кислород. Когда температура в призабойной зоне превышает температуру парогаза на забое скважины, максимальную мольную концентрацию кислорода поддерживают в пределах, определяемых расчетным соотношением.
Недостатками способа являются:
- во-первых, низкая эффективность паротеплового воздействия на пласт, поскольку при реализации способа не определено допустимое давление нагнетания пара в скважину в зависимости от типа пород - карбонатных или терригенных. Допустимое давление закачки пара в зависимости от типа породы имеет важное значение при разработке залежи высоковязкой нефти путем пароциклического воздействия, поэтому при реализации данного способа высока вероятность прорыва кровли пласта под действием давления нагнетания пара, ухода пара в другой горизонт. С другой стороны, при недостаточном давлении пара пласт не будет полностью охвачен паротепловым воздействием, что также снижает объем паровой камеры;
- во-вторых, перегрев пласта до температур, опасных для эксплуатационной колонны скважины из-за того, что свободный кислород вступает в реакцию жидкофазного окисления с пластовой нефтью с выделением дополнительного тепла непосредственно в пласте;
- в-третьих, высокие энергетические затраты, обусловленные высокими тепловыми потерями, разогретый пласт быстро остывает ввиду отсутствия герметизации при реализации способа. В результате температура в пласте быстро падает до исходной, а вязкость нефти возрастает.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежей высоковязкой нефти путем паротеплового воздействия (патент RU №2361074, МПК E21B 43/24, опубл. 10.07.2009 г., бюл №19), включающий закачку чередующимися оторочками раствора реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа, и пара. В качестве указанного реагента используют карбамид, закачку указанного раствора осуществляют через добывающую скважину не менее чем двумя оторочками, после закачки последней оторочки пара осуществляют закачку оторочки нефти, выдерживают указанную скважину для пропитки, затем пускают в эксплуатацию, при этом указанный раствор дополнительно содержит аммиачную селитру, аммоний роданистый, комплексное поверхностно-активное вещество - ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь неионогенного ПАВ - АФ 9-12, или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфонола, или NPS-6.
Недостатки способа:
- во-первых, низкая эффективность паротеплового воздействия на пласт, поскольку при реализации способа не определено допустимое давление нагнетания пара в скважину в зависимости от типа пород - карбонатных или терригенных. Допустимое давление закачки пара в зависимости от типа породы имеет важное значение при разработке залежи высоковязкой нефти путем пароциклического воздействия, поэтому при реализации данного способа высока вероятность прорыва кровли пласта под действием давления нагнетания пара, ухода пара в другой горизонт. С другой стороны, при недостаточном давлении пара пласт не будет полностью охвачен паротепловым воздействием, что также снижает объем паровой камеры;
- во-вторых, низкое качество паротеплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью раствором реагента, в качестве которого применяют карбамид, оказывающий корродирующее действие в скважине, кроме того, его растворение в воде (конденсате пара) является эндотермической реакцией, которая сопровождается снижением температуры в пласте, кроме того, химические реагенты закачиваются в пласт раздельно без смешивания на устье, что может привести к неконтролируемой химической реакции в пласте высоковязкой нефти;
- в-третьих, снижение коллекторских свойств пласта, так как вместе с закачкой пара поочередно закачивается большое количество химических реагентов: карбамида, аммиачной селитры, аммония роданистого, комплексного ПАВ и т.д.;
- в-четвертых, высокие тепловые потери, так как теплоноситель (пар с химическими реагентами) закачивается в пласт с высоковязкой нефтью по межтрубному пространству, разогретый пласт быстро остывает ввиду отсутствия герметизации при реализации способа. В результате температура в пласте быстро падает до исходной, а вязкость нефти возрастает.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности и качества паротеплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью, сохранение коллекторских свойств пласта и сокращение тепловых потерь.
Поставленные задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием, включающим бурение скважины, спуск колонны труб с насосом в добывающую горизонтальную скважину, пароциклическую обработку пласта с высоковязкой нефтью закачкой теплоносителя, выдержку скважины для пропитки, запуск добывающей скважины в эксплуатацию.
Новым является то, что бурят добывающую горизонтальную скважину в нижней четверти толщи нефтенасыщенного пласта, определяют давление гидроразрыва пласта - ГРП в карбонатных породах проведением тест-закачки, а в терригенных породах - проведением минигидравлического разрыва пласта - мини-ГРП, затем на устье скважины колонну труб оснащают снизу вверх: перфорированным хвостовиком, насосом, перепускным клапаном, перепускающим из колонны труб в межтрубное пространство, надувным пакером, после чего спускают колонну труб в скважину так, чтобы надувной пакер размещался напротив кровли пласта с высоковязкой нефтью, производят посадку надувного пакера в скважине, затем на устье нагнетательную линию для закачки теплоносителя обвязывают со смесителем, парогенератором и насосным агрегатом, причем в качестве теплоносителя используют двухкомпонентную смесь, состоящую из пара с температурой 200-220°С с добавлением легкого углеводорода из расчета 1 л легкого углеводорода на 5 кг пара, осуществляют пароциклическое воздействие двухкомпонетной смесью, приготовленной на устье скважины, на пласт с высоковязкой нефтью в течение 15 сут при открытом перепускном клапане, затем осуществляют технологическую выдержку в течение 7 сут на пропитку при закрытом перепускном клапане, далее производят отбор разогретой нефти до снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины, после чего циклы повторяют.
На фиг. 1 схематично изображен предлагаемый способ.
Предлагаемый способ реализуют следующим образом.
Бурят горизонтальную скважину 1 (см. фиг. 1) в нижней четверти толщи нефтенасыщенного пласта. После бурения горизонтальной скважины 1 в залежи высоковязкой нефти крепят скважину спуском и цементрированием обсадной колонны. После чего перфорируют обсадную колонну в продуктивном интервале и определяют давление гидроразрыва пород, вскрытых горизонтальной скважиной 1. Давление гидроразрыва (Pk) для карбонатных пород определяют проведением тест-закачки со ступенчатым изменением расхода закачки жидкости следующим образом.
Для этого в горизонтальную скважину 1 спускают колонну труб до верха интервала перфорации (на фиг. 1 показано). С помощью насосного агрегата (на фиг. 1 не показан) нагнетают жидкость, например сточную воду, с увеличением расхода (см. табл. 1).
По данным записи давления в процессе тест-закачки определяют точку перелома кривой, которая и показывает давление разрыва пород. По графику на фиг. 2 видно, что давление в карбонатных породах составляет Pk=26 атм.=2,6 МПа.
Давление гидроразрыва (PT) для терригенных пород определяют проведением мини-ГРП следующим образом.
В скважину 1 спускают колонну труб до верха интервала перфорации. С помощью насосного агрегата нагнетают гелированную жидкость с порцией проппанта фракции 20/40 меш, например, как в табл. 2.
По данным записи давления в процессе мини-ГРП (см. фиг. 3) определяют давление разрыва. Точка начала резкого спада давления показывает давление ГРП.
Таким образом, из графика на фиг. 3 видно, что давление гидроразрыва терригенных пород PT=45 атм.=4,5 МПа.
В добывающую горизонтальную скважину 1 спускают колонну труб 2, оснащенную хвостовиком 2', насосом 3 любой известной конструкции, например винтовым, выше которого установлен перепускной клапан 4, имеющий возможность перепускать теплоноситель из колонны труб 2 в межтрубное пространство 5, выше перепускного клапана 4 на колонне труб 2 размещают надувной пакер 6. Колонну труб 2 спускают в добывающую горизонтальную скважину 1 таким образом, чтобы надувной пакер 6 размещался напротив кровли 7 пласта 8. Производят посадку надувного пакера 6 в добывающей горизонтальной скважине 1 закачкой жидкости по колонне труб 2, например, под давлением 2,0 МПа.
Надувной пакер 6, установленный напротив кровли 7 пласта 8, позволяет снизить потери тепла по стволу горизонтальной скважины 1 и межтрубному пространству 5, тем самым повышается эффективность способа и сохраняется температура в зоне прогрева.
Кроме того, надувной пакер работает при высоких температурах, имеет простую и надежную конструкцию без подвижных механических частей, стоек к агрессивным средам, благодаря чему повышаются надежность и долговечность его работы при реализации предлагаемого способа. Втулка 9 перепускного клапана 4 поджата снизу пружиной 10 и перекрывает радиальные отверстия 11 колонны труб 2 в исходном положении.
Если горизонтальная скважина 1 пробурена в карбонатных породах, то допустимое давление закачки пара не должно превышать 2,6 МПа.
Если горизонтальная скважина 1 пробурена в терригенных породах, то допустимое давление закачки пара не должно превышать 4,5 МПа.
Далее на устье горизонтальной скважины 1 с помощью смесителя 12 собирают нагнетательную линию 13 закачки теплоносителя в горизонтальную скважину 1. В качестве теплоносителя используют двухкомпонентную смесь, состоящую из пара с температурой 200-220°С с добавлением легкого углеводорода из расчета 1 л легкого углеводорода на 5 кг пара.
Например, на 1 т = 1000 кг пара осуществляют впрыск 200 л петролейного эфира (т.е. на 5 кг пара добавляем 1 л легкого углеводорода).
Одновременно с закачкой пара на устье горизонтальной скважины 1 производят впрыск легких углеводородов, например углеводородов петролейной фракции, относящейся к наиболее легковыкипающим фракциям нефти. Петролейную фракцию (или петролейный эфир) используют в качестве растворителя при экстракции различных углеводородов, нефти, битумов из горных пород.
Первый вход смесителя 12 обвязывают с парогенератором 14 для закачки пара, второй вход смесителя 12 обвязывают с насосным агрегатом 15, например, марки ЦА-320 для подачи петролейного эфира. Выход смесителя 12 обвязывают посредством нагнетательной линии 13 с верхним концом колонны труб 2 горизонтальной скважины 1. При этом на устье в нагнетательной линии устанавливают тройник 16, оснащенный задвижками 17 и 18 и манометром 19. В качестве смесителя используют любую конструкцию смесителя 12 лопастную, центробежную, позволяющую смешивать двухкомпонентную смесь.
Далее начинают пароциклическую эксплуатацию горизонтальной скважины 1. Для этого открывают задвижку 17 и закрывают задвижку 18 тройника 16. Запускают в работу парогенератор 14 и насосный агрегат 15 с такой подачей, чтобы на 1 тонну пара, подаваемого парогенератором 14 в смеситель 12, насосный агрегат 15 закачивал в смеситель 200 л петролейного эфира.
В смесителе пар при температуре 200-220°С смешивается с петролейным эфиром и далее по нагнетательной линии 13 и по колонне труб 2 пар, смешанный с петролейным эфиром, под давлением воздействует на перепускной клапан 4, который открывается под давлением 2,0 МПа, при этом пружина 10 сжимается, втулка 9 смещается вниз, открываются радиальные отверстия 11 колонны труб 2 и пар, смешанный с петролейным эфиром, перепускается из колонны труб 2 в межтрубное пространство 5 ниже надувного пакера 6. По межтрубному пространству 5 пар, смешанный с петролейным эфиром, достигает отверстий 20 фильтра 21 горизонтальной скважины 1, по которым попадает в пласт 8. Далее в течение 15 сут производят разогревание пласта 8 в залежи высоковязкой нефти закачкой пара, смешанного с петролейным эфиром. По истечении 15 сут закачку пара, смешанного с петролейным эфиром, прекращают, переключают парогенератор 14 и насосный агрегат 15 на другую пароциклическую скважину (при ее наличии) или отключают.
Перепускной клапан 4 закрывается вследствие отсутствия давления на него сверху и за счет возвратной силы пружины 10. Втулка 9 перекрывает радиальные отверстия 11 колонны труб 2 (см. фиг. 1), что позволяет сохранять тепло в разогретом пласте с высоковязкой нефтью. На устье горизонтальной скважины 1 закрывают задвижки 17 и 18 тройника 16 и выдерживают в течение 7 сут для пропитки пород пласта петролейным эфиром. Открывают задвижку 18 тройника 16 и запускают винтовой насос 3, который по колонне труб 2 перекачивает разогретую нефть на поверхность, и далее через открытую задвижку 18 тройника 16 ее направляют на сборный пункт (на фиг. не показан). Отбор разогретой нефти продолжают до снижения дебита скважины до рентабельно обоснованной величины.
Рентабельность - это показатель экономической эффективности скважины. При снижении дебита ниже рентабельной величины эксплуатация скважины становится убыточной, например, ниже 10 м3/сут, т.е. эксплуатация скважины не окупается (затраты превышают доход от отбираемой нефти).
После разогревания пласта паром, смешанным с петролейным эфиром, дебит скважины, например, составляет 20 м3/сут, по мере отбора разогретой нефти пласт остывает и дебит снижается, например, до 8 м3/сут, т.е. ниже рентабельно обоснованной величины. После чего останавливают насос 3, закрывают задвижку 18 тройника 16.
В дальнейшем повторяют процесс закачки пара, смешанного с петролейным эфиром, как описано выше, начиная с открытия задвижки 17 тройника 16 и запуска в работу парогенератора 14 и насосного агрегата 15.
Повышается эффективность паротеплового воздействия на пласт, поскольку перед реализацией способа определяют допустимое давление закачки пара в пласт с высоковязкой нефтью в зависимости от давления гидроразрыва пород:
- для карбонатных пород путем проведения тест-закачки со ступенчатым изменением расхода закачки жидкости;
- для терригенных пород путем проведения мини-ГРП.
Это позволяет производить закачку пара при оптимальном давлении (не более 2,6 МПа) для карбонатных пород, например, 2,5 МПа, что контролируется с помощью манометра 19, установленного на устье горизонтальной скважины 1, а также производить закачку пара при оптимальном давлении (не более 4,5 МПа) для терригенных пород, например, 4,4 МПа, что контролируется с помощью манометра 19, установленного на устье горизонтальной скважины 1.
Это исключает гидравлический разрыв кровли 7 пласта 8 под действием давления нагнетания пара, смешанного с петролейным эфиром (теплоносителем), и, как следствие, уход теплоносителя в другой горизонт. С другой стороны, это позволяет полностью охватить паротепловым воздействием пласт с высоковязкой нефтью и сократить сроки прогревания пласта с высоковязкой нефтью в два раза от 30 до 15 сут.
Повышается качество паротеплового воздействия вследствие закачки в пласт с высоковязкой нефтью двухкомпонентной смеси (пара и петролейного эфира), смешанной на устье скважины в смесителе, что позволяет осуществить равномерное прогревание пласта, исключить как корродирующее действие на скважину закачиваемой смеси, так и снижение температуры в пласте. Кроме того, исключается неконтролируемая химическая реакция реагентов в пласте высоковязкой нефти, так как телоноситель закачивается в пласт с высоковязкой нефтью в смешанном виде.
Конденсирующаяся горячая вода, скапливающаяся у подошвы пласта, выполняет роль экрана для легкоиспаряемого углеводорода, что позволяет направить испаряющиеся углеводороды в верхнюю часть пласта, повышая эффективность охвата и выработки пласта.
Предлагаемая двухкомпонентная смесь обладает высокой растворяемостью, что способствует лучшему вымыванию тяжелых фракций высоковязкой нефти из породы коллектора и обладает химической инертностью по отношению к растворяемому веществу, что позволяет сохранить коллекторские свойства пласта с высоковязкой нефтью и снижает межфазное поверхностное натяжение и вязкость нефти.
Наличие надувного пакера, установленного в скважине на уровне кровли пласта с высоковязкой нефтью, позволяет снизить тепловые потери, так как пакер предотвращает уход тепла из пласта в межколонное пространство выше пакера, благодаря чему пласт остывает в два раза медленнее, чем описано в прототипе, дольше сохраняя пониженную вязкость разогретой нефти.
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием позволяет:
- повысить эффективность и качество паротеплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью;
- сохранить коллекторские свойства пласта с высоковязкой нефтью;
- снизить тепловые потери при реализации способа.
Claims (1)
- Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием, включающий бурение скважины, спуск колонны труб с насосом в добывающую горизонтальную скважину, пароциклическую обработку пласта с высоковязкой нефтью закачкой теплоносителя, выдержку скважины для пропитки, затем запуск добывающей скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что бурят добывающую горизонтальную скважину в нижней четверти толщи нефтенасыщенного пласта, определяют давление гидроразрыва пласта - ГРП в карбонатных породах проведением тест-закачки, а в терригенных породах - проведением минигидравлического разрыва пласта - мини-ГРП, затем на устье скважины колонну труб оснащают снизу вверх: перфорированным хвостовиком, насосом, перепускным клапаном, перепускающим из колонны труб в межтрубное пространство, надувным пакером, после чего спускают колонну труб в скважину так, чтобы надувной пакер размещался напротив кровли пласта с высоковязкой нефтью, производят посадку надувного пакера в скважине, затем на устье нагнетательную линию для закачки теплоносителя обвязывают со смесителем, парогенератором и насосным агрегатом, причем в качестве теплоносителя используют двухкомпонентную смесь, состоящую из пара с температурой 200-220°С с добавлением легкого углеводорода из расчета 1 л легкого углеводорода на 5 кг пара, осуществляют пароциклическое воздействие двухкомпонетной смесью, приготовленной на устье скважины, на пласт с высоковязкой нефтью в течение 15 сут при открытом перепускном клапане, затем осуществляют технологическую выдержку в течение 7 сут на пропитку при закрытом перепускном клапане, далее производят отбор разогретой нефти до снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины, после чего циклы повторяют.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016131069A RU2624858C1 (ru) | 2016-07-27 | 2016-07-27 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016131069A RU2624858C1 (ru) | 2016-07-27 | 2016-07-27 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2624858C1 true RU2624858C1 (ru) | 2017-07-07 |
Family
ID=59312590
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016131069A RU2624858C1 (ru) | 2016-07-27 | 2016-07-27 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2624858C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107476789A (zh) * | 2017-09-20 | 2017-12-15 | 东营华力石油技术股份有限公司 | 一种联动封隔器注采一体化泵及方法 |
| CN112963129A (zh) * | 2021-04-08 | 2021-06-15 | 中海石油(中国)有限公司 | 海上稠油开采涡轮驱动离心泵系统及注汽和采油方法 |
| RU2757616C1 (ru) * | 2021-03-03 | 2021-10-19 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Кубанский государственный технологический университет» (ФГБОУ ВО «КубГТУ») | Способ разработки нефтяных месторождений |
| CN115370324A (zh) * | 2021-05-20 | 2022-11-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种天然气水合物注热开采系统及方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4706751A (en) * | 1986-01-31 | 1987-11-17 | S-Cal Research Corp. | Heavy oil recovery process |
| RU2164289C2 (ru) * | 1999-01-15 | 2001-03-20 | Открытое акционерное общество Российский научно-исследовательский и проектный институт по термическим методам добычи нефти | Способ циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью |
| RU2274742C1 (ru) * | 2005-06-07 | 2006-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
| RU2344280C1 (ru) * | 2007-04-02 | 2009-01-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов направленно-горизонтальными скважинами |
| RU2361074C2 (ru) * | 2007-04-09 | 2009-07-10 | Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Способ разработки залежей высоковязких нефтей (варианты) |
-
2016
- 2016-07-27 RU RU2016131069A patent/RU2624858C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4706751A (en) * | 1986-01-31 | 1987-11-17 | S-Cal Research Corp. | Heavy oil recovery process |
| RU2164289C2 (ru) * | 1999-01-15 | 2001-03-20 | Открытое акционерное общество Российский научно-исследовательский и проектный институт по термическим методам добычи нефти | Способ циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью |
| RU2274742C1 (ru) * | 2005-06-07 | 2006-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
| RU2344280C1 (ru) * | 2007-04-02 | 2009-01-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов направленно-горизонтальными скважинами |
| RU2361074C2 (ru) * | 2007-04-09 | 2009-07-10 | Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Способ разработки залежей высоковязких нефтей (варианты) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107476789A (zh) * | 2017-09-20 | 2017-12-15 | 东营华力石油技术股份有限公司 | 一种联动封隔器注采一体化泵及方法 |
| CN107476789B (zh) * | 2017-09-20 | 2023-07-18 | 东营华力石油技术股份有限公司 | 一种联动封隔器注采一体化泵及方法 |
| RU2757616C1 (ru) * | 2021-03-03 | 2021-10-19 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Кубанский государственный технологический университет» (ФГБОУ ВО «КубГТУ») | Способ разработки нефтяных месторождений |
| CN112963129A (zh) * | 2021-04-08 | 2021-06-15 | 中海石油(中国)有限公司 | 海上稠油开采涡轮驱动离心泵系统及注汽和采油方法 |
| CN112963129B (zh) * | 2021-04-08 | 2024-06-07 | 中海石油(中国)有限公司 | 海上稠油开采涡轮驱动离心泵系统及注汽和采油方法 |
| CN115370324A (zh) * | 2021-05-20 | 2022-11-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种天然气水合物注热开采系统及方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2624858C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием | |
| US4078610A (en) | Low friction loss method for fracturing a subterranean geothermal earth formation | |
| CN101300401B (zh) | 用于通过现场转化工艺生产流体的方法及系统 | |
| Butler et al. | Theoretical studies on the gravity drainage of heavy oil during in‐situ steam heating | |
| US10081759B2 (en) | Method, apparatus, and composition for increased recovery of hydrocarbons by paraffin and asphaltene control from reaction of fuels and selective oxidizers in the subterranean environment | |
| CA2996882C (en) | Use of gaseous phase natural gas as a carrier fluid during a well intervention operation | |
| US4399868A (en) | Unplugging brine-submerged perforations | |
| RU2671880C1 (ru) | Способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления | |
| RU2576267C1 (ru) | Способ комбинированного воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, и устройство для осуществления способа | |
| US20150107833A1 (en) | Recovery From A Hydrocarbon Reservoir | |
| US4121661A (en) | Viscous oil recovery method | |
| US20140096958A1 (en) | Method, apparatus and composition to increase recovery of hydrocarbons by reaction of selective oxidizers and fuels in the subterranean environment | |
| US4007791A (en) | Method for recovery of crude oil from oil wells | |
| US10047275B2 (en) | Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions | |
| US2889884A (en) | Process for increasing permeability of oil bearing formation | |
| RU2652049C1 (ru) | Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину | |
| RU2645058C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием | |
| US3707189A (en) | Flood-aided hot fluid soak method for producing hydrocarbons | |
| US20160230522A1 (en) | DEEPGAD Bitumen-Heavy Oil Extraction process | |
| US20200240249A1 (en) | Method for exerting a combined effect on the near-wellbore region of a producing formation | |
| RU2331764C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пластов нефтедобывающих скважин и устройство для его осуществления | |
| RU2066744C1 (ru) | Способ интенсификации добычи нефти | |
| RU2741644C1 (ru) | Способ разработки месторождений трудноизвлекаемых углеводородов | |
| RU2713682C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки | |
| RU2393346C1 (ru) | Способ добычи углеводородов |