RU2408783C1

RU2408783C1 - Procedure for development of deposit with high viscous oil

Info

Publication number: RU2408783C1
Application number: RU2009143820/03A
Authority: RU
Inventors: Равиль Рустамович Ибатуллин (RU); Равиль Рустамович Ибатуллин; Рашит Газнавиевич Рамазанов (RU); Рашит Газнавиевич Рамазанов; Владимир Борисович Оснос (RU); Владимир Борисович Оснос; Руслан Ильич Филин (RU); Руслан Ильич Филин; Владимир Николаевич Петров (RU); Владимир Николаевич Петров
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2009-11-26
Filing date: 2009-11-26
Publication date: 2011-01-10

Abstract

FIELD: oil and gas production.

SUBSTANCE: procedure consists in construction of vertical pressure and producing wells, in pumping steam into reservoir through pumping wells and in withdrawal of oil via production wells, and in perforating pressure wells above zone of perforation of producing wells. The perforation zone of the producing wells is located in a lower quarter of the producing reservoir, while that one of the pressure wells is located in an upper half. Pipe strings are lowered into each pressure well for pumping overheated fluid into the reservoir; the pipe strings are equipped with a jet pump from beneath; the jet pump is installed below perforation zones; a packer is installed in each well above perforation zones. Superheated water under pressure exceeding pressure of steam generation is pumped via the pipe string. Before pumping water is heated to temperature exceeding temperature of steam generation at reservoir pressure. Upon generation of a steam chamber in the reservoir a solvent is periodically added into superheated water; amount and volume of solvent is controlled by viscosity of reservoir product extracted from the producing wells.

EFFECT: increased degree of development of high viscous oil deposit due to zone of more intensive reservoir heating and due to dilution of heated product with reagents with generation of steam chamber; facilitation of more partial load mode of operation owing to pumping heat carrier in liquid state via pipe string.

1 ex, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity oil.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин (патент РФ №2334098, МПК Е21В 43/24, опубл. БИ №26, 20.09.2008 г.), закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. Горизонтальные стволы двух добывающих скважин располагают на одной линии навстречу друг другу с размещением концов вблизи один от другого. Горизонтальные стволы скважин проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта и перфорируют, выше концов горизонтальных стволов добывающих скважин на 3,5-4,5 м, размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, параллельно линии горизонтальных стволов двух добывающих скважин в залежи располагают горизонтальные стволы других горизонтальных скважин с теми же параметрами и с аналогичным расположением нагнетательной скважины, формируя параллельные линии отбора и нагнетания рабочего агента, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.A known method of developing a reservoir of high-viscosity oil, including drilling vertical injection wells and horizontal production wells (RF patent No. 2334098, IPC EV21/24, publ. BI No. 26, 09/20/2008), pumping a working agent through injection wells and product selection through producing wells. The horizontal shafts of two production wells are placed on the same line towards each other with the placement of the ends close to one another. Horizontal boreholes are carried out at 1.5-2.5 m above the bottom of the reservoir and perforated above the ends of the horizontal boreholes of production wells at 3.5-4.5 m, the bottom of the vertical injection well, perforated in the range of 0.5-1 , 5 m from the bottom, parallel to the horizontal well lines of two producing wells in the deposits are horizontal horizontal wells of other horizontal wells with the same parameters and with the same location of the injection well, forming parallel lines for the selection and injection of the working agent, while as a working agent, steam is used in alternation with air.

Недостатками этого способа являются: сложность строительства скважин, что ведет к дополнительным затратам материальных ресурсов, техническая возможность не позволяет реализовывать способ для добычи высоковязкой нефти, так как воздух вызывает несанкционированное горение продукции продуктивного пласта, невозможно использовать для прогрева пластов толщиной более 15 м, после образования паровой камеры невозможно регулировать текучесть добываемой продукции.The disadvantages of this method are: the complexity of the construction of wells, which leads to additional costs of material resources, the technical ability does not allow to implement the method for the production of highly viscous oil, since air causes unauthorized burning of the productive formation, it is impossible to use for heating the layers with a thickness of more than 15 m, after formation steam chamber it is impossible to regulate the fluidity of extracted products.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2334097, Е21В 43/24, опубл. бюл. №26 от 20.09.2008 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, при этом нагнетательные скважины размещают между добывающими скважинами с расстоянием между скважинами 30-250 м, низ нагнетательных скважин размещают на расстоянии 5-7 м от подошвы продуктивного пласта, низ добывающих скважин размещают на расстоянии 0,5-1,5 м от подошвы продуктивного пласта, скважины перфорируют в интервале низа, равном 0,6-1,0 м, а в качестве теплоносителя используют пар в чередовании с воздухом.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing a highly viscous oil deposit (patent RU No. 2334097, ЕВВ 43/24, publ. Bulletin No. 26 of 09/20/2008), which includes drilling vertical injection and production wells, pumping coolant through injection wells and oil extraction through production wells, while injection wells are placed between production wells with a distance between wells of 30-250 m, the bottom of injection wells is placed at a distance of 5-7 m from the bottom of the reservoir, bottom Often wells placed at a distance of 0.5-1.5 m from the productive formation of the sole, the well is perforated in a bottom interval equal to 0.6-1.0 m, and in use steam as a coolant in alternation with air.

Недостатками этого способа являются: сложность строительства скважин, что ведет к дополнительным затратам материальных ресурсов, техническая возможность не позволяет реализовывать способ для добычи высоковязкой нефти, так как воздух вызывает несанкционированное горение продукции продуктивного пласта, невозможно использовать для прогрева пластов толщиной более 15 м, после образования паровой камеры невозможно регулировать текучесть добываемой продукции, прогрев всей обсадной колонны, что может привести к заколонным перетокам, связанным с разрушением цементного камня.The disadvantages of this method are: the complexity of the construction of wells, which leads to additional costs of material resources, the technical ability does not allow to implement a method for the production of highly viscous oil, since air causes unauthorized combustion of the productive formation, it is impossible to use for heating the layers with a thickness of more than 15 m, after formation steam chamber it is impossible to regulate the fluidity of the produced products, the heating of the entire casing, which can lead to annular flows, with the destruction of cement stone.

Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение степени выработки запасов высоковязкой нефти за счет зоны более интенсивного прогрева пласта и разжижения разогретой продукцией и реагентами с учетом создания паровой камеры, а также более щадящего режима работы за счет закачки теплоносителя в жидком состоянии по колонне труб, не взаимодействующих с обсадной колонной, и изоляции зоны закачки скважины от вышезакрепленных труб пакером.The technical objectives of the proposed method are to increase the degree of development of stocks of highly viscous oil due to the zone of more intense heating of the formation and dilution with preheated products and reagents, taking into account the creation of a steam chamber, as well as a more gentle operation due to the injection of coolant in a liquid state through a pipe string that does not interact with casing string, and isolation of the injection zone of the well from the above-fixed pipes by the packer.

Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим строительство вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара в пласт через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, перфорацию нагнетательных скважины осуществляют выше зон перфорации добывающих скважин.The technical problem is solved by the method of developing a highly viscous oil deposit, including the construction of vertical injection and production wells, injection of steam into the formation through injection wells and oil extraction through production wells, injection wells are perforated above the zones of perforation of production wells.

Новым является то, что зона перфорации добывающих скважин расположена в нижней четверти продуктивного пласта, а нагнетательной - в верхней половине, при этом в нагнетательную скважину для закачки перегретой воды в пласт спускают колонны труб, оборудованные снизу струйным насосом, который устанавливают ниже зон перфорации, выше которого устанавливают пакер, причем по колонне труб закачивают перегретую воду под давлением, превышающим давление парообразования, а воду перед закачкой нагревают до температуры, превышающей температуру парообразования при пластовом давлении, после образования паровой камеры в пласте в перегретую воду периодически добавляют растворитель, величину и количество которого контролируют по вязкости продукции пласта, добываемой из добывающих скважин.What is new is that the perforation zone of production wells is located in the lower quarter of the productive formation, and the injection zone is in the upper half, while pipe columns equipped with a jet pump below, which are installed below the perforation zones, are lowered into the injection well to pump superheated water which set the packer, and overheated water is pumped over the pipe string under a pressure higher than the vaporization pressure, and the water is heated to a temperature higher than the steam temperature before injection gelation at reservoir pressure, after the formation of the steam chamber in the formation water in the superheated solvent is added periodically, the size and quantity of which is controlled by the viscosity of the formation of products produced from the production wells.

На чертеже показана схема реализации способа.The drawing shows a diagram of the implementation of the method.

На чертеже показано: вертикальная нагнетательная скважина - 1, вертикальные добывающие скважины - 2, продуктивный пласт - 3, интервал перфорации вертикальной нагнетательной скважины - 4, интервал перфорации вертикальных добывающих скважин - 5, колонны труб - 6, струйный насос - 7, пакер - 8, насос - 9, паровая камера - 10.The drawing shows: vertical injection well - 1, vertical production wells - 2, reservoir - 3, perforation interval of vertical injection wells - 4, perforation interval of vertical production wells - 5, pipe string - 6, jet pump - 7, packer - 8 , pump - 9, steam chamber - 10.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает строительство как минимум одной вертикальной нагнетательной скважины 1 и вертикальных добывающих 2 скважин, закачку пара в пласт 3 через нагнетательную скважину 1 и отбор нефти через добывающие скважины 2, причем нагнетательную скважину 1 размещают между вертикальными добывающими скважинами 2, нагнетательную скважину 1 перфорируют 4 выше зоны перфорации 5 вертикальных добывающих скважин 2. Зона перфорации 5 добывающих скважин 2 расположена в нижней четверти продуктивного пласта 3, а нагнетательной скважины 1 - в верхней половине. В нагнетательные скважины 1 для закачки пара в пласт 3 спускают колонны труб 6, оборудованные снизу струйными насосами 7 каждая, которые устанавливают ниже зон перфорации 4, выше которых в каждой устанавливают пакер 8. По колонне труб 6 закачивают перегретую воду под давлением, превышающим давление парообразования, а воду перед закачкой в нагревателях (не показаны) нагревают до температуры, превышающей температуру парообразования при пластовом давлении. После образования паровой камеры в пласте 3 в перегретую воду периодически добавляют растворитель, величину и количество которого контролируют по вязкости продукции пласта, добываемой из добывающих скважин 2.A method for developing a highly viscous oil reservoir includes the construction of at least one vertical injection well 1 and vertical production wells 2, steam injection into the formation 3 through injection well 1, and oil extraction through production wells 2, wherein injection well 1 is placed between vertical production wells 2, injection well 1 perforate 4 above the perforation zone 5 of the vertical production wells 2. The perforation zone 5 of the production wells 2 is located in the lower quarter of the reservoir 3, and the tatelnoy wells 1 - in the upper half. Columns of pipes 6 are equipped into injection wells 1 for injecting steam into the formation 3, each equipped below with jet pumps 7, which are installed below the perforation zones 4, above which packer 8 is installed in each. Overheated water is pumped through the pipe string 6 under a pressure exceeding the vaporization pressure and water before injection in heaters (not shown) is heated to a temperature exceeding the vaporization temperature at reservoir pressure. After the formation of a steam chamber in the reservoir 3, a solvent is periodically added to the superheated water, the value and quantity of which is controlled by the viscosity of the reservoir products extracted from the producing wells 2.

Способ показан на примере конкретного выполнения.The method is shown as an example of a specific implementation.

В ходе геологических исследований определяют залежь высоковязкой нефти со следующими характеристиками: общая толщина пласта составила 61,3 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 23 м, пористость - 0,133 д.ед, проницаемость - 0,205 мкм², вязкость нефти в пластовых условиях - 302,8 мПа*с, вязкость нефти в поверхностных условиях 705,1 мПа*с, плотность нефти - 910 т/м³, пластовое давление 8 МПа.In the course of geological studies, a highly viscous oil reservoir is determined with the following characteristics: the total thickness of the formation was 61.3 m, the effective oil-saturated thickness was 23 m, the porosity was 0.133 g units, the permeability was 0.205 μm ² , and the oil viscosity in the reservoir was 302.8 MPa * s, oil viscosity under surface conditions 705.1 MPa * s, oil density 910 t / m ³ , reservoir pressure 8 MPa.

На залежи бурят вертикальные добывающие 2 скважины и вертикальную нагнетательную скважину 1, с расположением нагнетательной скважины на расстоянии, равном половине расстояния между вертикальными добывающими скважинами 2. Зоны перфорации добывающих скважин размещают снизу в одной четверти от общей мощности продуктивного пласта, а зону перфорации нагнетательной скважины размещают сверху в одной второй части от общей мощности продуктивного пласта.Vertical production 2 wells and a vertical injection well 1 are drilled into the deposits, with the location of the injection well at a distance equal to half the distance between the vertical production wells 2. The perforation zones of the production wells are located below one quarter of the total capacity of the reservoir, and the perforation zone of the injection well is placed top in one second part of the total capacity of the reservoir.

Из условий гидростатического давления пласта 3 (на практике оно равнялось примерно 8 МПа) определяют температуру, не ниже которой необходимо нагреть воду, исходя из графика парообразования воды в зависимости от давления и температуры: при гидростатическом давлении 8 МПа температура закачиваемой воды должна быть не менее 180°С. После чего воду нагревают до температуры 190°С при давлении 9,8 МПа (при котором производится закачка воды), что позволяет удерживать воду в жидком состоянии даже при закачке после прохождения по колонне труб 6, на выходе из которых температура воды составляет примерно 185°С при давлении 9,8 МПа (что показали датчики, установленные в экспериментальную скважину), закачку перегретой воды производят при давлении выше давления упругости ее паров. При прохождении через струйный насос 7, на выходе которого давление равно гидростатическому давлению пласта 3, жидкость переходит в парообразное состояние при температуре 190°С и давлении 8 МПа. При этом из-за сужения в сопле струйного насоса 7 и из-за перехода перегретой воды в пар (объем пара в данных условиях по сравнению с жидкостью возрастает в 3-7 раз) в этом сопле образуется высокоскоростной поток, создающий разрежение в камере низкого давления струйного насоса 7, в которую через отверстия засасывается из подпакерного пространства продукция пласта 3, которая в свою очередь перемешивается в сопле струйного насоса с перегретой водой, быстро нагреваясь и переходя во взвешенное состояние с паром, при этом исключается отложение солей, так как струйный насос 7, спущенный ниже пакера 8, производит прогрев и перемешивание с нефтью пласта 3, а не с водой. Разогретая нефть с перегретой водой задавливается в пласт 3, где при теплообмене продукция пласта разогревается и перемешивается с разогретой нефтью. При этом разогретый пар с нефтью стремятся под кровлю пласта 3, выдавливая уже разогретую продукцию пласта 3 в подпакерное пространство. После увеличения давления закачки, связанного с повышением внутрипластового давления под действием закачиваемого пара на 10-30%, закачку перегретой воды прекращают и осуществляют отбор продукции пласта 3 через добывающие скважины 2 по полой колонне 6, разогретой до температуры перегретой воды.From the conditions of hydrostatic pressure of formation 3 (in practice, it was approximately 8 MPa), determine the temperature, not lower than which it is necessary to heat water, based on the schedule of water vaporization depending on pressure and temperature: at a hydrostatic pressure of 8 MPa, the temperature of the injected water should be at least 180 ° C. After that, the water is heated to a temperature of 190 ° C at a pressure of 9.8 MPa (at which water is pumped), which allows you to keep water in a liquid state even when pumped after passing through a column of pipes 6, at the outlet of which the water temperature is approximately 185 ° C at a pressure of 9.8 MPa (as shown by the sensors installed in the experimental well), superheated water is injected at a pressure above the vapor pressure. When passing through a jet pump 7, at the outlet of which the pressure is equal to the hydrostatic pressure of the formation 3, the liquid passes into a vapor state at a temperature of 190 ° C and a pressure of 8 MPa. At the same time, due to the narrowing in the nozzle of the jet pump 7 and due to the transition of superheated water to steam (the volume of steam under these conditions increases by 3–7 times compared with the liquid), a high-speed flow is generated in this nozzle, which creates a vacuum in the low-pressure chamber the jet pump 7, into which the products of the formation 3 are sucked in through the openings from the under-packer space, which, in turn, is mixed in the nozzle of the jet pump with superheated water, rapidly heating up and becoming suspended with steam, thereby eliminating the deposition of her, since the jet pump 7, 8 below the packer deflated produces heating and mixing with the oil reservoir 3, instead of with water. Heated oil with superheated water is pressed into reservoir 3, where during heat transfer, the production of the reservoir is heated and mixed with heated oil. At the same time, heated steam with oil is directed under the roof of the formation 3, squeezing the already heated products of the formation 3 into the under-packer space. After increasing the injection pressure associated with an increase in the in-situ pressure under the action of injected steam by 10-30%, the superheated water is stopped and the production of formation 3 is taken through production wells 2 through a hollow column 6, heated to the temperature of superheated water.

В процессе отбора нагретой продукции пластовое давление падает с 8 МПа до 5 МПа, что говорит о выработке продукции из верхнего интервала пласта 3 и создании там паровой камеры 9. После чего в вертикальную нагнетательную скважину 1 вместе с водой закачивают оторочку растворителя, способствующего поддерживать необходимую вязкость высоковязкой нефти, например: реагент Миа - Пром, Сольвент тяжелый (150/300) Абсорбент Н (марка Б), Нефрас (120/120) или т.п. После того, как вязкость высоковязкой нефти станет допустимой (50-80 мПа*с) для извлечения ее из добывающих скважин 2 на поверхность, закачку растворителя прекращают и закачивают дозами только в условиях увеличения вязкости продукции.During the selection of heated products, the reservoir pressure drops from 8 MPa to 5 MPa, which indicates the production of products from the upper interval of the reservoir 3 and the creation of a steam chamber 9. After that, a rim of solvent is pumped into the vertical injection well 1 with water, which helps maintain the necessary viscosity high-viscosity oil, for example: Mia-Prom reagent, Heavy solvent (150/300) Absorbent N (grade B), Nefras (120/120), etc. After the viscosity of high-viscosity oil becomes acceptable (50-80 mPa * s) to extract it from production wells 2 to the surface, the injection of solvent is stopped and injected in doses only under conditions of increasing viscosity of the product.

Предлагаемый способ позволяет повысить степень выработки запасов высоковязкой нефти за счет зоны более интенсивного прогрева пласта, разжижения разогретой продукцией и реагентами с учетом создания паровой камеры, а также более щадящего режима работы за счет закачки теплоносителя в жидком состоянии по колонне труб, не взаимодействующих с обсадной колонной, и изоляции зоны закачки нагнетательной скважины от вышезакрепленных труб пакером, что в целом ведет к экономии материальных ресурсов.The proposed method allows to increase the degree of development of stocks of highly viscous oil due to the zone of more intense heating of the formation, dilution with preheated products and reagents, taking into account the creation of a steam chamber, as well as a more gentle operation due to the injection of coolant in a liquid state through a pipe string that does not interact with the casing string , and isolation of the injection zone of the injection well from the above-fixed pipes by the packer, which generally leads to savings in material resources.

Claims

A method for developing a highly viscous oil deposit, including the construction of vertical injection and production wells, injection of steam into the formation through injection wells and oil extraction through production wells, perforation of injection wells above the zones of perforation of production wells, characterized in that the perforation zone of production wells is located in the lower quarter of the productive strata, and injection ones - in the upper half, while in each injection well for the injection of superheated water into the reservoir, pipe columns are lowered, ore from below by a jet pump, which is installed below the perforation zone, above which a packer is installed, and superheated water is pumped over the pipe string under a pressure higher than the vaporization pressure, and the water is heated before injection to a temperature higher than the vaporization temperature at reservoir pressure, after the formation of the steam chamber in a solvent is periodically added to the formation in superheated water, the magnitude and quantity of which is controlled by the viscosity of the formation products extracted from the producing wells.