RU2289684C1 - Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen - Google Patents
Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen Download PDFInfo
- Publication number
- RU2289684C1 RU2289684C1 RU2005113226/03A RU2005113226A RU2289684C1 RU 2289684 C1 RU2289684 C1 RU 2289684C1 RU 2005113226/03 A RU2005113226/03 A RU 2005113226/03A RU 2005113226 A RU2005113226 A RU 2005113226A RU 2289684 C1 RU2289684 C1 RU 2289684C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bitumen
- heat
- water
- coolant
- perforation
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки тяжелых нефтей и природных битумов, и может быть использовано при добыче высоковязких нефтей (ВВН) и битумов, содержащих подстилающий водоносный пласт, с тепловым воздействием на пласт.The proposal relates to the oil industry, in particular to methods for the development of heavy oils and natural bitumen, and can be used in the production of high viscosity oils (BBH) and bitumen containing an underlying aquifer with thermal effects on the reservoir.
Известен способ разработки нефтяной залежи [см. а.с. СССР №863841, кл. Е 21 В 43/24, от 26.12.79 г., опубл. БИ №34 за 1981 г.], включающий заполнение высокопроницаемых зон теплоизолирующим агентом, последующую закачку в продуктивный пласт теплоносителя.A known method for the development of oil deposits [see A.S. USSR No. 863841, class E 21 B 43/24, dated 26.12.79, publ. BI No. 34 for 1981], including the filling of highly permeable zones with a heat insulating agent, subsequent injection into the reservoir of the coolant.
Способ позволяет несколько повысить эффективность разработки месторождений ВВН и битумов за счет уменьшения потери тепла из пласта в кровлю и подошву.The method allows you to slightly increase the efficiency of development of deposits of VVN and bitumen by reducing heat loss from the formation into the roof and sole.
Недостатком способа является то, что при низком пластовом давлении и большой неоднородности продуктивного пласта происходят интенсивные потери тепла за счет прорыва теплоносителя по наиболее проницаемым пропласткам, а также перераспределение тепла под действием сил гравитации в кровлю и подошву, в результате чего эффективность разработки резко снижается, требуется большой расход теплоносителя и, как следствие, высокие энергозатраты.The disadvantage of this method is that at low reservoir pressure and large heterogeneity of the reservoir, intense heat loss occurs due to breakthrough of the coolant in the most permeable interlayers, as well as heat redistribution under the influence of gravity into the roof and sole, as a result of which the development efficiency decreases sharply, it is required high consumption of coolant and, as a result, high energy consumption.
Известен также способ разработки битумного месторождения [см. пат. RU №2225942, кл. Е 21 В 43/24, от 29.07.2002, опубл. БИ №8 за 2004], включающий бурение нагнетательной скважины, закачку теплоносителя в пласт и добычу продукции из пласта, при этом сначала определяют оптимальный размер центрального добычного элемента, в центре которого бурят добывающую скважину, нагнетательные скважины располагают на расстоянии 10-12 м от центральной и на 180° друг от друга с направленным теплопотоком на добывающую скважину и дренажную скважину с забоем ниже битуминозного пласта, причем располагают ее в непосредственной близости от центральной добывающей скважины и оборудуют погружным насосом, после чего через дренажную скважину производят откачку пластовой воды, осушают пласт, а через нагнетательную скважину подают парогаз, нагревают пласт до добычной вязкости битума и производят отбор битума через добывающую скважину, причем после отбора 1/3 объема битума дренаж воды прекращают, а отбор битума из добывающей скважины продолжают, создают эффект внутриконтурного заводнения и после охлаждения пласта цикл повторяют, затем после отработки первого элемента теплонагревательные скважины используют для разогрева битума на следующих двух элементах, примыкающих к центральному, причем для создания направленного теплопотока нагнетательные скважины снабжают трубой, перфорированной в секторе 90° окружности трубы, и по мере выработки добычного элемента направление теплопотоков в нагнетательные скважины изменяют, а количество дренажных скважин увеличивают в зависимости от пьезопроводности битуминозных песчаников.There is also a method of developing a bitumen deposit [see US Pat. RU No. 2225942, class E 21 B 43/24, dated July 29, 2002, publ. BI No. 8 for 2004], including drilling an injection well, pumping coolant into the formation and producing products from the formation, first determining the optimal size of the central production element, in the center of which the production well is drilled, injection wells are located at a distance of 10-12 m from the central and 180 ° from each other with directed heat flow to the producing well and the drainage well with a bottom below the tar sap, and they place it in the immediate vicinity of the central producing well and equip it submersible pump, after which produced water is pumped out through the drainage well, the formation is drained, steam and gas are supplied through the injection well, the formation is heated to the production bitumen viscosity and bitumen is taken through the production well, and after 1/3 of the bitumen is taken, water drainage is stopped, and bitumen selection from the producing well is continued, the effect of in-water flooding is created, and after the formation is cooled, the cycle is repeated, then after the first element has been worked out, the heating wells are used for heating and bitumen on the following two elements adjacent to the central one, moreover, to create a directed heat flow, the injection wells are provided with a pipe perforated in the 90 ° sector of the pipe circumference, and as the production element is developed, the direction of the heat flows to the injection wells is changed, and the number of drainage wells is increased depending on piezoconductivity of tar sandstones.
Способ позволяет увеличить эффективность вытеснения битума за счет непосредственного воздействия на него. Однако он является сложным и трудоемким в исполнении, требует больших материальных и энергетических затрат как на осуществление, т.к. не используется существующая сетка скважин, так и на обустройство.The method allows to increase the efficiency of displacement of bitumen due to the direct impact on it. However, it is complex and time-consuming to implement, requires large material and energy costs as implementation, because not used the existing grid of wells, and for the arrangement.
Кроме того, в пластовых условиях при откачке воды из подстилающего пласта, даже при плотной сетке скважин, практически невозможно компенсировать ее поступление из законтура добычной ячейки без создания какого-либо искусственного барьера. К тому же, будет падать и так низкое пластовое давление битумного пласта, в результате чего потребуется создавать дополнительный подпор для продвижения битума к забою добывающих скважин.In addition, in reservoir conditions when pumping water from the underlying reservoir, even with a dense grid of wells, it is almost impossible to compensate for its flow from the structure of the production cell without creating any artificial barrier. In addition, the low formation pressure of the bitumen reservoir will also drop, as a result of which it will be necessary to create additional backwater to move the bitumen to the bottom of the producing wells.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения [см. пат. RU №1694872, кл. Е 21 В 43/24, от 07.08.89 г., опубл. БИ №44 за 1991 г.], включающий вскрытие продуктивного пласта скважинами и оборудование их электродами, подачу к электродам электрического тока и добычу нефти через скважины, при этом скважины добуривают до водоносного пласта, электроды опускают ниже уровня водонефтяного контакта и в зависимости от степени минерализации и давления пластовых вод устанавливают величину напряжения тока на электродах, обеспечивающую прогрев водоносного пласта до температуры 130-150°С и вытеснение нефти из вышележащего продуктивного пласта, причем с целью увеличения темпов разработки месторождения увеличивают величину напряжения, обеспечивая повышение температуры выше точки кипения пластовой воды, и поддерживают процесс кипения до полного вытеснения нефти, а степень минерализации пластовых вод определяют на стадии геологоразведочных работ.The closest in technical essence and the achieved result to the proposed is a method of developing an oil field [see US Pat. RU No. 1694872, cl. E 21 B 43/24, from 07.08.89, publ. BI No. 44 for 1991], including opening the reservoir with wells and equipping them with electrodes, supplying electric current to the electrodes and oil production through the wells, while the wells are drilled to the aquifer, the electrodes are lowered below the level of the oil-water contact and depending on the degree of mineralization and pressure of the formation water, set the magnitude of the voltage at the electrodes, ensuring the heating of the aquifer to a temperature of 130-150 ° C and the displacement of oil from the overlying reservoir, and in order to increase The development of the field increases the stress, providing a temperature increase above the boiling point of the formation water, and supports the boiling process until the oil is completely displaced, and the degree of mineralization of the formation water is determined at the stage of exploration.
Способ позволяет повысить эффективность разработки залежей ВВН и битумов, содержащих подстилающий водоносный слой за счет постепенного прогрева вышележащих продуктивных пластов и формирования в них температурного фронта, перемещающегося в направлении фильтрации теплоносителя.The method allows to increase the efficiency of the development of VVN deposits and bitumen containing the underlying aquifer due to the gradual heating of overlying productive formations and the formation of a temperature front in them, moving in the direction of filtering the coolant.
Недостатком способа являются высокие энергетические затраты, во-первых, связанные с продолжительностью образования теплоносителя в пласте вследствие его высокой теплопроводности (1,5-2,00 Вт/(м·К) и уходом образующегося тепла за счет конвективного и кондуктивного переноса за область воздействия, во-вторых, осуществление данного процесса в масштабах пласта потребует больших затрат электроэнергии, т.е. при расчете не учитываются потери тепла на прогрев окружающих пород за областью воздействия.The disadvantage of this method is the high energy costs, firstly, associated with the duration of the formation of coolant in the reservoir due to its high thermal conductivity (1.5-2.00 W / (m · K) and the departure of the generated heat due to convective and conductive transfer over the impact area secondly, the implementation of this process at the scale of the formation will require large expenditures of electricity, i.e., the calculation does not take into account heat losses due to heating of surrounding rocks beyond the impact area.
Известный способ не учитывает также геолого-физическое строение пласта, например, в случае, когда водоносный пласт имеет большую толщину и подстилается высокотеплопроводными породами, поднять температуру подстилающего водоносного пласта до температуры кипения, не подняв при этом температуру нижележащих пластов до данной температуры, нельзя, так как при этом тепловое равновесие не будет достигнуто из-за тепловых потерь в подошву, т.е. известный способ не учитывает тепловые потери в начале процесса, а принимает идеализированную схему теплового воздействия в, практически, теплоизолированном пласте. В результате того, что теплопроводность насыщенных битумом и ВВН пластов ниже водонасыщенных, а в ряде случаев и теплопроводности подстилающей покрышки, эффективность теплового воздействия останется низкой.The known method also does not take into account the geological and physical structure of the formation, for example, in the case when the aquifer has a large thickness and is lined with highly heat-conducting rocks, it is impossible to raise the temperature of the underlying aquifer to a boiling point without raising the temperature of the underlying reservoirs to this temperature how, in this case, thermal equilibrium will not be achieved due to heat losses to the sole, i.e. The known method does not take into account heat loss at the beginning of the process, but adopts an idealized heat treatment scheme in a practically insulated formation. As a result of the fact that the thermal conductivity of the layers saturated with bitumen and BBH is lower than the water-saturated, and in some cases the thermal conductivity of the underlying tire, the efficiency of the thermal effect will remain low.
Кроме того, известный способ является сложным и трудоемким, имеет ограниченность применения, т.к. при общепринятой сетке скважин при тепловом воздействии (100×100 м2) прогрев пласта практически неосуществим, т.е. применять его в чистом виде нельзя - требуется доработка со всеми вытекающими последствиями.In addition, the known method is complex and time-consuming, has limited application, because with the generally accepted grid of wells under thermal influence (100 × 100 m 2 ), the formation heating is practically impossible, i.e. it cannot be used in its pure form - refinement is required with all the ensuing consequences.
Решаемая техническая задача состоит в повышении эффективности нефтеотдачи пласта за счет снижения тепловых потерь при разработке месторождений ВВН и битумов, содержащих подстилающий водоносный пласт, при тепловом воздействии на битумный пласт, а также снижении материальных и энергетических затрат, упрощении и доступности при осуществлении.The technical task to be solved is to increase the efficiency of oil recovery by reducing heat loss during the development of oil and gas deposits and bitumen containing the underlying aquifer, when exposed to heat asphalt, as well as reducing material and energy costs, simplifying and making it affordable.
Поставленная техническая задача достигается описываемым способом разработки месторождений высоковязких нефтей или битума, включающим бурение нагнетательной скважины, исследование коллекторских и тепловых свойств вскрытых бурением пластов, нагрев битумного пласта теплоносителем и добычу битума через добывающие скважины.The stated technical problem is achieved by the described method of developing high-viscosity oil or bitumen deposits, including drilling an injection well, studying the reservoir and thermal properties of the formations uncovered by drilling, heating the bitumen formation with a coolant, and extracting bitumen through production wells.
Новым является то, что исследование коллекторских и тепловых свойств вскрытых бурением пластов осуществляют по всему разрезу нагнетательной скважины, выделяют зоны, приуроченные к битуминозной и водонасыщенной толще, проводят перфорацию зон, приуроченных к битумной толще и ниже водобитумного контакта с учетом темпа закачки теплоносителя в водонасыщенную зону, затем в нагнетательную скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб (НКТ), снабженных пакерами, установленными между зонами перфорации и над зоной битумной толщи, затем производят теплоизоляцию теплоизолирующим составом водонасыщенной зоны и прогрев битумной толщи, причем закачку теплоизолирующего состава и теплоносителя осуществляют одновременно, при этом закачку теплоизолирующего состава производят по первому ряду насосно-компрессорных труб, спущенных до нижнего интервала перфорации, а теплоносителя по второму, спущенному до интервала перфорации водобитумного контакта.New is that the study of the reservoir and thermal properties of the formations uncovered by drilling is carried out throughout the section of the injection well, zones confined to the bituminous and water-saturated stratum are distinguished, perforation of zones confined to the bituminous stratum and below the water-bitumen contact is performed taking into account the rate of coolant injection into the water-saturated zone , then two rows of tubing (tubing), equipped with packers installed between the perforation zones and above the zone of the bitumen thickness, are lowered into the injection well thermal insulation is carried out with the heat-insulating composition of the water-saturated zone and heating of the bitumen stratum, and the heat-insulating composition and the heat carrier are pumped simultaneously, while the heat-insulating composition is pumped along the first row of tubing, deflated to the lower perforation interval, and the heat carrier along the second, deflated water interval contact.
Заявляемая совокупность отличительных признаков позволяет повысить эффективность нефтеотдачи битумного пласта за счет снижения тепловых потерь в подстилающий водоносный пласт и, как следствие, снизить материальные и энергетические затраты на осуществление способа, при этомThe claimed combination of distinctive features allows to increase the efficiency of oil recovery of the bitumen reservoir by reducing heat loss in the underlying aquifer and, as a result, to reduce material and energy costs for the implementation of the method, while
1) производить комплексное исследование тепловых и коллекторских свойств разреза пласта вскрытой скважиной;1) to carry out a comprehensive study of the thermal and reservoir properties of a section of an open hole;
2) производить изоляцию пластов с хорошими тепловыми свойствами в областях, определенных по исследованию, в прикровельной или приподошвенной части с учетом возможных тепловых потерь;2) to isolate formations with good thermal properties in the areas identified by the study, in the roofing or bottom part, taking into account possible heat losses;
3) избежать проблемы низкого темпа ввода теплоносителя (т.к. величина тепловых потерь напрямую зависит от темпа ввода теплоносителя в пласт) из-за кольматации пор при тепловом воздействии путем закачки теплоносителя, а также в водоносную область ниже водобитумного контакта.3) to avoid the problem of a low rate of introduction of the coolant (since the amount of heat loss directly depends on the rate of introduction of the coolant into the reservoir) due to pore clogging during heat exposure by pumping the coolant, as well as into the aquifer below the water-bitumen contact.
4) производить непосредственное регулирование подачи теплоносителя и теплоизолирующего состава непосредственно, исходя из условий протекания процесса теплового воздействия.4) to directly control the flow of heat carrier and heat insulating composition directly, based on the conditions of the process of heat exposure.
Предлагаемый способ разработки месторождений ВВН или битума является приемлемым в осуществлении, более простым и доступным.The proposed method of developing deposits of VVN or bitumen is acceptable in implementation, simpler and more affordable.
Из доступных источников патентной и научно-технической литературы нам неизвестна заявляемая совокупность отличительных признаков. Следовательно, предлагаемый способ отвечает критерию изобретения "изобретательский уровень".Of the available sources of patent and scientific and technical literature, we do not know the claimed combination of distinctive features. Therefore, the proposed method meets the criteria of the invention of "inventive step".
На фиг.1 показана принципиальная схема осуществления предлагаемого способа разработки месторождений ВВН или битума.Figure 1 shows a schematic diagram of the implementation of the proposed method for the development of deposits of VVN or bitumen.
На фиг.2 схематично показано изменение свойств по разрезу пласта до и после закачки теплоизолирующего состава.Figure 2 schematically shows the change in properties along the section of the reservoir before and after injection of the insulating composition.
На фиг.3 приведена характеристика коллекторских и тепловых свойств по разрезу.Figure 3 shows the characteristic of the collector and thermal properties along the section.
Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.
Бурят вертикальную скважину, вскрывая при этом весь геологический разрез пластов. Производят исследование коллекторских и тепловых свойств пластов в разрезе вскрывшего горизонта с целью определения пластов с лучшими свойствами с точки зрения закачки теплоносителя. На основании этого выбирают пласт для закачки теплоносителя (см. фиг.3).Drill a vertical well, revealing the entire geological section of the layers. The reservoir and thermal properties of the formations are studied in the context of the opened horizon in order to determine the formations with the best properties from the point of view of coolant injection. Based on this, select a reservoir for pumping coolant (see figure 3).
В геологическом разрезе пластов по горизонту высокими тепловыми и коллекторскими свойствами обладает водоносный пласт (фиг.3), потому что, во-первых, не происходит снижения приемистости вследствие кольматирования пор в процессе теплового воздействия, во-вторых, в силу лучших свойств скорость распространения теплового фронта будет выше. Однако при толщинах, превышающих минимально допустимую толщину для закачки теплоносителя с заданным темпом, в результате теплового воздействия будут возрастать тепловые потери, связанные с необходимостью прогрева всей водоносной толщи, и способ будет иметь высокую энергоемкость.In the geological section of the layers along the horizon, the aquifer has high thermal and reservoir properties (Fig. 3), because, firstly, there is no decrease in injectivity due to clogging of the pores during thermal exposure, and secondly, due to the best properties, the thermal propagation speed the front will be higher. However, with thicknesses exceeding the minimum allowable thickness for pumping the coolant at a given rate, the heat loss will increase the heat loss associated with the need to heat the entire aquifer, and the method will have a high energy intensity.
Для предотвращения прогрева всей водоносной толщи одновременно с закачкой теплоносителя в битумный пласт создают тепловой экран в водоносном пласте - ниже зоны, обеспечивающей допустимую приемистость теплоносителя. В качестве теплоизолирующего состава (ТИС) выбирают вещества, обладающие низкими тепловыми свойствами и обеспечивающие надежную изоляцию для обеспечения неконтролируемого выхода теплоносителя в водоносный пласт. Причем в процессе воздействия в зависимости от конкретных коллекторских свойств пластов и приемистости возможно регулирование закачки теплоизолирующего состава и теплоносителя.To prevent the heating of the entire aquifer, simultaneously with the injection of the coolant into the bituminous layer, a heat shield is created in the aquifer - below the zone that provides the permissible pick-up of the coolant. As a heat-insulating composition (TIS), substances are selected that have low thermal properties and provide reliable insulation to ensure uncontrolled release of the coolant into the aquifer. Moreover, in the process of exposure, depending on the specific reservoir properties of the reservoirs and injectivity, it is possible to regulate the injection of heat-insulating composition and coolant.
Технически задача одновременной закачки теплоносителя и теплоизолирующего состава решается следующим путем (см. фиг.1). Производят перфорацию зон, приуроченных к битумной толще и ниже водобитумного контакта с учетом темпа закачки теплоносителя, который определяют по данным исследования скважин, и темп ограничивается производительностью парогенераторной установки. Затем ниже данного участка в водонасыщенной зоне с учетом установки пакера производят перфорацию для закачки теплоизолирующего состава. В скважину спускают два ряда концентрично расположенных насосно-компрессорных труб. Причем внутренний - первый ряд спускают до нижнего интервала перфорации для закачки теплоизолирующего состава, а межтрубное пространство герметизируют пакером. По кольцевому пространству между первым и вторым рядами труб - второму ряду, спущенных до интервала перфорации водобитумного контакта, производят закачку пара, причем для уменьшения тепловых потерь по стволу и сохранения целостности обсадной колонны пространство между обсадной колонной и вторым рядом насосно-компрессорных труб также герметизируют пакером. Далее переходят к закачке агентов.Technically, the problem of simultaneous injection of the coolant and the insulating composition is solved in the following way (see figure 1). Perforation of zones confined to the bituminous thickness and below the water-bitumen contact is made, taking into account the rate of coolant injection, which is determined according to the well study data, and the rate is limited by the productivity of the steam generator. Then, below this section in the water-saturated zone, taking into account the installation of the packer, perforation is performed to inject the heat-insulating composition. Two rows of concentrically arranged tubing are lowered into the well. Moreover, the inner - the first row is lowered to the lower perforation interval for injection of the insulating composition, and the annulus is sealed with a packer. Steam is injected along the annular space between the first and second rows of pipes — the second row, lowered to the perforation interval of the water-bitumen contact — moreover, to reduce heat losses along the bore and maintain the integrity of the casing, the space between the casing and the second row of tubing is also sealed with a packer . Next, go to the download agents.
В начальный момент создают условия для закачки теплоизолирующего состава, в зависимости от его физико-химических свойств, теплоносителем нагревают призабойную зону и создают температуру, обеспечивающую продвижение теплоизолирующего состава в глубь пласта.At the initial moment, conditions are created for the injection of a heat-insulating composition, depending on its physicochemical properties, the bottom-hole zone is heated with a heat carrier and a temperature is created that ensures the advancement of the heat-insulating composition deep into the formation.
Затем после достижения заданной температуры начинают закачивать теплоизолирующий состав. Темп закачки пара и ТИС регулируют в зависимости от условий протекания процесса, в частности от изменения приемистости пластов.Then, after reaching the set temperature, the heat insulating composition begins to be pumped. The steam injection rate and TIS are regulated depending on the process conditions, in particular, on the change in the injectivity of the formations.
Закачку теплоносителя и теплоизолирующего состава осуществляют с поверхности теплогенерирующей установкой (парогенератор, парогазогенератор и т.др.) и агрегатами ЦА320, АН500, АН600 или др., возможно совместно с компрессором в зависимости от конкретного ТИС. Механизм действия теплоизолирующего состава заключается в перераспределении теплоносителя на неотработанные участки пласта после изоляции отработанных участков теплоизолирующим составом. Т.е. после закачки теплоизолирующего состава происходит нагрев участков пласта, неохваченных закачкой теплоизолирующего состава, пока условия в этих участках не позволят проникнуть в эту область теплоизолирующему составу, а это произойдет после выработки данного участка пласта. Процесс замещения вытесненного битума теплоизолирующим составом будет осуществляться по мере выработки пласта и регулироваться соотношением закачки теплоизолирующего состава и теплоносителя.The coolant and the insulating composition are injected from the surface with a heat generating installation (steam generator, steam and gas generator, etc.) and units CA320, AN500, AN600 or others, possibly together with a compressor, depending on the specific TIS. The mechanism of action of the insulating composition is to redistribute the coolant to the undeveloped sections of the reservoir after the isolation of the spent sections by the insulating composition. Those. after injection of the heat-insulating composition, the formation sections that are not covered by the injection of the heat-insulating composition are heated until the conditions in these areas allow the heat-insulating composition to penetrate into this region, and this will happen after the development of this section of the formation. The process of replacing the displaced bitumen with a heat-insulating composition will be carried out as the reservoir develops and will be regulated by the ratio of the injection of the heat-insulating composition and the coolant.
Закачку теплоносителя производят до выработки извлекаемых запасов битума на рентабельном уровне - до эффективности нефтеотдачи, закачку теплоизолирующего состава продолжают непрерывно с закачкой теплоносителя с регулированием их темпа закачки по мере выработки пластов.The coolant is injected until the recoverable bitumen reserves are developed at a cost-effective level - until the oil recovery efficiency, the heat-insulating composition is continued to be injected continuously with the coolant injected, with their injection rate regulated as the reservoirs are being developed.
Пример конкретного выполнения способа для условий одной из скважин Мордово-Кармальского битумного месторождения.An example of a specific method for the conditions of one of the wells of the Mordovo-Karmal bitumen field.
В результате исследования коллекторских и тепловых свойств была получена характеристика этих свойств по разрезу скважины, вскрывшей пласт, представленная в виде графика (см. фиг.3). Согласно полученным данным, наилучшими тепловыми свойствами обладают водонасыщенные пласты, подстилающие битуминозную толщу, имея при этом хорошую проницаемость (теплопроводность для водоносного пласта изменяется от 1,25 до 1,85 Вт/(м·К), проницаемость от 0,4 до 0,2·10-12 м2). К тому же данный водоносный пласт подстилается пропластком сильноизвестковистого песчаника, обладающего еще большей теплопроводностью (до 2,25 Вт/(м·К)), но меньшей проницаемостью 0,001·10-12 м2, способствующей дополнительной потере тепла. Битуминозная часть пласта, обладая большой проницаемостью (порядка 0,45·10-12 м2), имеет низкую начальную приемистость из-за большой вязкости битума, который в результате теплового воздействия кольматирует поры пласта, что нарушает темп закачки теплоносителя. Толщина битумной части составляет 7,5 м. Толщина водоносного пласта от водобитумного контакта до подстилающего пласта составляет 5,6 м. В качестве теплоносителя использовали пар. Расчеты показали, что при проницаемости коллектора в верхнем интервале 0,2-0,45·10-12 м2 для закачки пара парогенератором ППГУ производительностью 4 т/ч достаточной толщиной вскрытия водоносного пласта является 1 м при давлении закачки 3 МПа. Спуск колонны НКТ с пакером производили на 2 м ниже области закачки пара в область, предварительно перфорированную на том же расстоянии от верхних перфорационных отверстий. Интервал второй области перфорации выбирали с учетом глубины ухудшения фильтрационных свойств - 2 м. Вторую колонну НКТ спускали до интервала верхних перфорационных отверстий, а межтрубное пространство изолировали пакером для сохранения целостности обсадной колонны. В качестве теплоизолирующего состава использовали водные растворы полимерных смесей, приготовленные на основе ГИПАНа (гидролизованный полиакрилонитрит) марки ВРП-ВО-44-60, обладающие температуростойкостью до 350°С с концентрацией полимера в водном растворе 0,5%. Раствор концентрации 0,5% при минимальных температурах ввода пара в пласт (100-127°С) имеет теплопроводность - 0,378 Вт/(м·К), вязкость - 2 МПа·с, при пластовых температурах 7-10°С - теплопроводность - 0,318 Вт/(м·К), вязкость - 12 МПа·с. Как известно, минимальная температура подвижности битума в пластовых условиях 50°С, при этой температуре раствор полимерной смеси имеет теплопроводность 0,361 Вт/(м·К) и вязкость 9 МПа·с.As a result of the study of reservoir and thermal properties, a characteristic of these properties was obtained by the section of the well that opened the formation, presented in the form of a graph (see figure 3). According to the data obtained, water-saturated formations underlying the bituminous stratum have the best thermal properties, while having good permeability (thermal conductivity for an aquifer varies from 1.25 to 1.85 W / (m · K), permeability from 0.4 to 0, 2 · 10 -12 m 2 ). In addition, this aquifer is underlain by a layer of highly calcareous sandstone with even greater thermal conductivity (up to 2.25 W / (m · K)), but with a lower permeability of 0.001 · 10 -12 m 2 , which contributes to additional heat loss. The bituminous part of the formation, having high permeability (of the order of 0.45 × 10 -12 m 2 ), has a low initial injectivity due to the high viscosity of bitumen, which, as a result of heat exposure, clogs the pores of the formation, which violates the rate of coolant injection. The thickness of the bitumen part is 7.5 m. The thickness of the aquifer from the bitumen contact to the underlying formation is 5.6 m. Steam was used as the heat carrier. Calculations showed that when the permeability of the reservoir in the upper interval is 0.2-0.45 · 10 -12 m 2 for steam injection by a steam generator with a capacity of 4 t / h, a sufficient thickness for opening an aquifer is 1 m at an injection pressure of 3 MPa. The tubing string with the packer was lowered 2 m below the steam injection area into the area previously perforated at the same distance from the upper perforation holes. The interval of the second perforation region was chosen taking into account the depth of filtering properties deterioration - 2 m. The second tubing string was lowered to the interval of the upper perforation holes, and the annulus was isolated with a packer to maintain the integrity of the casing string. As a heat-insulating composition, aqueous solutions of polymer mixtures prepared on the basis of HIPAN (hydrolyzed polyacrylonitrite) of the VRP-VO-44-60 grade, with a temperature resistance of up to 350 ° C with a polymer concentration in the aqueous solution of 0.5%, were used. A solution of a concentration of 0.5% at minimum temperatures for introducing steam into the formation (100-127 ° C) has a thermal conductivity of 0.378 W / (m · K), a viscosity of 2 MPa · s, and at formation temperatures of 7-10 ° C, the thermal conductivity is 0.318 W / (m · K), viscosity - 12 MPa · s. As is known, the minimum temperature of bitumen mobility in reservoir conditions is 50 ° С; at this temperature, the polymer mixture solution has a thermal conductivity of 0.361 W / (m · K) and a viscosity of 9 MPa · s.
Опыты показали, что при такой совокупности физико-химических свойств можно добиться наилучшего эффекта воздействия на пласт т.к.:The experiments showed that with such a combination of physicochemical properties, it is possible to achieve the best effect on the formation because:
1) исключается гидроразрыв пласта за счет низкой начальной вязкости полимерной смеси при высокой температуре (уже при температуре 127°С вязкость 2 МПа·с);1) hydraulic fracturing is eliminated due to the low initial viscosity of the polymer mixture at high temperature (already at a temperature of 127 ° C, a viscosity of 2 MPa · s);
2) надежно изолируется интервал тектонических нарушений и ненагретая область в результате проникновения в него полимерной смеси (с учетом начальной температуры пласта 7-10°С вязкость полимерной смеси 12 МПа·с, а теплопроводность 0,318 Вт/(м·К), к тому же опыты показали, что при фильтрации через пористую среду раствор полимера приобретает кажущуюся вязкость, которая в 10 раз выше исходной вязкости);2) the interval of tectonic disturbances and the unheated area as a result of the penetration of the polymer mixture into it are reliably isolated (taking into account the initial temperature of the formation 7-10 ° C, the viscosity of the polymer mixture is 12 MPa · s, and the thermal conductivity is 0.318 W / (m · K), moreover experiments showed that when filtering through a porous medium, the polymer solution acquires an apparent viscosity, which is 10 times higher than the initial viscosity);
3) свойства раствора полимера способны изменять свою вязкость в широком диапазоне, в зависимости от температуры, позволяют создавать условия продвижения теплоизолирующего состава по мере прогрева битумного пласта;3) the properties of the polymer solution are able to change their viscosity in a wide range, depending on the temperature, allow creating conditions for the advancement of the insulating composition as the bitumen layer heats up;
4) свойства раствора полимера позволяют избежать потерь тепла в зоне, охваченной тепловым воздействием за счет низкой теплопроводности полимерного раствора относительно воды (см. фиг.2) (теплопроводность полимерного раствора во всем диапазоне температур на 25-30% ниже теплопроводности воды).4) the properties of the polymer solution can avoid heat loss in the area covered by the heat due to the low thermal conductivity of the polymer solution relative to water (see figure 2) (the thermal conductivity of the polymer solution in the entire temperature range is 25-30% lower than the thermal conductivity of water).
Для создания первоначального условия фильтрации прогрели призабойную зону до температуры 90°С на расстоянии 5 м от забоя скважины в течение 20 часов. Далее закачку полимера и пара осуществляли одновременно при начальных условиях закачки, пара с давлением 3 МПа при расходе 4 т/ч, раствора полимера также с давлением 3 МПа при расходе 53,3 м3/сут, соответственно.To create an initial filtration condition, the bottom-hole zone was heated to a temperature of 90 ° C at a distance of 5 m from the bottom of the well for 20 hours. Then, polymer and steam were injected simultaneously under initial injection conditions, steam with a pressure of 3 MPa at a flow rate of 4 t / h, a polymer solution also with a pressure of 3 MPa at a flow rate of 53.3 m 3 / day, respectively.
Для контроля и регулирования протекания теплового воздействия на пласты непосредственно в процессе закачки теплоносителя циклически увеличивали расход полимерной смеси до величины, когда данная закачка приводила к изменению приемистости в области закачки пара, затем темп ввода полимерной смеси уменьшали, а темп закачки пара увеличивали до восстановления первоначальной приемистости. По мере закачки теплоносителя и вытеснения битума полимерный раствор проникал в отработанные участки пласта, изолируя их и исключая тепловые потери.To control and regulate the flow of heat exposure to the formations directly during the injection of the coolant, the flow rate of the polymer mixture was cyclically increased to the value when this injection led to a change in injectivity in the area of steam injection, then the rate of introduction of the polymer mixture was reduced, and the rate of steam injection was increased until the initial injectivity was restored . As the coolant was pumped and bitumen displaced, the polymer solution penetrated into the worked out sections of the formation, isolating them and eliminating heat losses.
Скважины отреагировали на закачку пара уже через 1 месяц, при этом зафиксировано увеличение температуры в добывающих скважинах, что говорит об эффективности предлагаемого способа.Wells responded to steam injection after 1 month, while an increase in temperature was recorded in production wells, which indicates the effectiveness of the proposed method.
В результате опытно-промышленных работ дебиты добывающих скважин составили 3-5 т/сут, к тому же подход раствора полимера к добывающим скважинам зафиксировался снижением обводненности добываемого битума на 35%.As a result of pilot works, production wells produced 3-5 tons / day; moreover, the polymer solution approach to production wells was recorded by a decrease in water cut of produced bitumen by 35%.
Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки месторождений высоковязких нефтей и битума складывается за счет повышения нефтеотдачи битумного пласта, снижения тепловых потерь в подстилающий водоносный пласт, а также материальных и энергетических затрат по сравнению с прототипом.The technical and economic efficiency of the proposed method for the development of deposits of high viscosity oils and bitumen is formed by increasing the oil recovery of the bitumen formation, reducing heat loss in the underlying aquifer, as well as material and energy costs compared to the prototype.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005113226/03A RU2289684C1 (en) | 2005-05-04 | 2005-05-04 | Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005113226/03A RU2289684C1 (en) | 2005-05-04 | 2005-05-04 | Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2289684C1 true RU2289684C1 (en) | 2006-12-20 |
Family
ID=37666853
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005113226/03A RU2289684C1 (en) | 2005-05-04 | 2005-05-04 | Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2289684C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455474C1 (en) * | 2011-02-04 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field |
| RU2466271C1 (en) * | 2008-11-13 | 2012-11-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Thermal production of bitumen oil from shallow beds by cavities of higher permeability |
| US10087715B2 (en) | 2012-12-06 | 2018-10-02 | Siemens Aktiengesellschaft | Arrangement and method for introducing heat into a geological formation by means of electromagnetic induction |
| RU2813873C1 (en) * | 2023-07-11 | 2024-02-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of superviscous oil deposit using paired horizontal wells |
-
2005
- 2005-05-04 RU RU2005113226/03A patent/RU2289684C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2466271C1 (en) * | 2008-11-13 | 2012-11-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Thermal production of bitumen oil from shallow beds by cavities of higher permeability |
| RU2455474C1 (en) * | 2011-02-04 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field |
| US10087715B2 (en) | 2012-12-06 | 2018-10-02 | Siemens Aktiengesellschaft | Arrangement and method for introducing heat into a geological formation by means of electromagnetic induction |
| RU2813873C1 (en) * | 2023-07-11 | 2024-02-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of superviscous oil deposit using paired horizontal wells |
| RU2814235C1 (en) * | 2023-07-24 | 2024-02-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3692111A (en) | Stair-step thermal recovery of oil | |
| AU2001250938B2 (en) | Method for production of hydrocarbons from organic-rich rock | |
| RU2295030C1 (en) | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen | |
| CA2692988C (en) | Draining a reservoir with an interbedded layer | |
| AU2001250938A1 (en) | Method for production of hydrocarbons from organic-rich rock | |
| US8925632B2 (en) | In situ process to recover methane gas from hydrates | |
| Baibakov et al. | Thermal methods of petroleum production | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2582529C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2567918C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2289685C1 (en) | Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2343276C1 (en) | Method of development of high viscous oil deposit | |
| US4408665A (en) | In situ recovery of oil and gas from water-flooded oil shale formations | |
| RU2289684C1 (en) | Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2395676C1 (en) | Method of bitumen deposit development | |
| WO2010084369A9 (en) | Method for extracting viscous petroleum crude from a reservoir | |
| RU2657307C1 (en) | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2227207C2 (en) | Method for extracting oil deposit with carbonate manifolds of low productiveness | |
| RU2520123C1 (en) | Procedure for development of oil deposit with carbonate collector | |
| RU2693055C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2112870C1 (en) | Method for development of oil bed with underlying water | |
| RU2652245C1 (en) | Method for developing the bituminous oil deposit | |
| RU2679423C1 (en) | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals | |
| RU2599124C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090505 |