RU2429346C1

RU2429346C1 - Development method of high-viscosity oil deposit with use of in-situ combustion

Info

Publication number: RU2429346C1
Application number: RU2010107636/03A
Authority: RU
Inventors: Равиль Рустамович Ибатуллин (RU); Равиль Рустамович Ибатуллин; Рашит Газнанович Рамазанов (RU); Рашит Газнанович Рамазанов; Зарина Салаватовна Идиятуллина (RU); Зарина Салаватовна Идиятуллина; Владимир Борисович Оснос (RU); Владимир Борисович Оснос; Руслан Ильич Филин (RU); Руслан Ильич Филин
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2010-03-02
Filing date: 2010-03-02
Publication date: 2011-09-20

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: method involves pumping of oxidiser through vertical injection wells located at the distance excluding oxidiser and fuel breakthrough from horizontal part of production well, arrangement of in-situ combustion and extraction of products through horizontal production wells. Horizontal production well is drilled near bottom of productive formation, and vertical injection wells are drilled in direction to shaft of horizontal production well with column lowering below level of oil-water contact and with installation of packer above perforation level. Fuel, polymer non-combustible water-soluble material is pumped in turn till plug is formed in shaft of injection well, and oxidiser is pumped to water-carrying part of productive formation. When wellhead pressure reaches allowable parameters, as well as when formation temperature increases over breakthrough temperature, additional pumping of water is performed in volumes required for maintenance of controlled in-situ combustion.

EFFECT: improving oil recovery.

1 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a highly viscous oil field.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (заявка на изобретение РФ №97107687/03, кл. Е21В 43/24, опублик. 1999.04.27), включающий закачку окислителя через нагнетательную скважину, создание прямоточного фронта горения, контроль за его продвижением и добычу пластовых флюидов через добывающие скважины. После создания фронта горения определяют границу влияния движущейся по пласту высокотемпературной зоны, после чего выбирают неохваченную тепловым воздействием добывающую скважину, через межтрубное пространство которой производят откачку газов горения из пласта, при этом откачку газа производят до увеличения пластовой температуры на забое добывающей скважины на 10-15°С.A known method of developing deposits of highly viscous oil or bitumen (application for the invention of the Russian Federation No. 97107687/03, CL ЕВВ 43/24, published. 1999.04.27), including the injection of an oxidizer through an injection well, the creation of a straight-through combustion front, monitoring its progress and production formation fluids through production wells. After the creation of the combustion front, the boundary of the influence of the high-temperature zone moving along the formation is determined, after which a production well that is not covered by heat is selected, through which the combustion gases are evacuated from the formation through the annulus, while the gas is evacuated until the formation temperature at the bottom of the producing well increases by 10-15 ° C.

Основным недостатком известного способа является низкая эффективность нерегулируемого процесса прогрева. Кроме того, при отсутствии высокопроницаемого пласта и слабой гидродинамической связи между скважинами прогрев пласта не представляется возможным. Нефтеотдача снижается.The main disadvantage of this method is the low efficiency of the unregulated heating process. In addition, in the absence of a highly permeable formation and a weak hydrodynamic connection between wells, heating the formation is not possible. Oil recovery is reduced.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки месторождения высоковязкой нефти (патент РФ №2358099, кл. Е21В 43/24, опубл. 10.06.2009 г.), включающий закачку окислителя через нагнетательные скважины, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающие скважины. В качестве добывающих скважин используют горизонтальные скважины с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта, а вертикальные нагнетательные скважины в створе и концевой части горизонтального ствола осуществляют закачку через ближайшие к горизонтальной вертикальные скважины топлива, а через удаленные - воздуха, при этом забойное давление закачки воздуха в скважине устанавливают выше забойного давления закачки топлива. А также закачку через ближайшие к горизонтальной вертикальные скважины топлива, а в удаленные - закачку воздуха чередуют с закачкой воды в объемах, допускающих поддержания пластового горения.Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing a highly viscous oil field (RF patent No. 2358099, class E21B 43/24, published June 10, 2009), which includes injecting an oxidizing agent through injection wells, organizing in-situ combustion and selecting products through producing wells. As production wells, horizontal wells with a horizontal wellbore in the bottom of the formation are used, and vertical injection wells in the alignment and the end of the horizontal well are pumped through the fuel closest to the horizontal vertical wells, and through the remote wells, air is supplied, while the bottomhole pressure of air injection in the well set above the bottomhole pressure of fuel injection. As well as the injection through the nearest vertical horizontal wells of fuel, and in the remote - the injection of air is alternated with the injection of water in volumes that allow the formation of combustion.

Основным недостатком известного способа является низкая эффективность процесса вытеснения высоковязкой нефти из-за неравномерного прогрева пласта по всему интервалу горизонтального ствола агентом воздействия, увеличение затрат на строительство двух скважин для организации внутрипластового горения.The main disadvantage of this method is the low efficiency of the process of displacement of highly viscous oil due to uneven heating of the formation throughout the horizontal wellbore interval by an exposure agent, and an increase in the cost of building two wells for organizing in-situ combustion.

Техническими задачами настоящего изобретения являются снижение затрат на строительство скважин, повышение нефтеотдачи, т.е. эффективности процесса вытеснения высоковязкой нефти, в том числе путем увеличения охвата пласта агентом воздействия за счет последовательной отработки всего пласта с поддержанием высокой проницаемости.The technical objectives of the present invention are to reduce well construction costs, increase oil recovery, i.e. the efficiency of the process of displacing high-viscosity oil, including by increasing the coverage of the formation with an impact agent due to the consistent development of the entire formation while maintaining high permeability.

К высоковязким нефтям относятся тяжелые и битуминозные нефти с плотностью больше 0,870 кг/см³ (см. ГОСТ 51858-2002 г.).High viscosity oils include heavy and bituminous oils with a density of more than 0.870 kg / cm ³ (see GOST 51858-2002).

Техническая задача решается способом разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения, включающим закачку окислителя через вертикальные нагнетательные скважины, расположенные на расстоянии, исключающем прорыв окислителя и топлива от горизонтальной части добывающей скважины, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через горизонтальные добывающие скважины.The technical problem is solved by the method of developing a highly viscous oil field using in-situ combustion, including the injection of oxidant through vertical injection wells located at a distance that excludes the breakthrough of the oxidizing agent and fuel from the horizontal part of the production well, the organization of in-situ combustion, and the selection of products through horizontal production wells.

Новым является то, что горизонтальную добывающую скважину бурят вблизи подошвы продуктивного пласта, а вертикальные нагнетательные скважины по направлению к стволу горизонтальной добывающей скважины со спуском колонны ниже уровня водонефтяного контакта и с установкой пакера выше уровня перфорации, производят поочередную закачку топлива, полимерного водорастворимого негорючего материала до образования пробки в стволе нагнетательной скважины, окислителя в водоносную часть продуктивного пласта, при достижении устьевого давления до допустимых параметров, а также при увеличении температуры пласта выше температуры прорыва осуществляют дополнительную закачку воды в объемах, необходимых для поддержания регулируемого пластового горения.What is new is that a horizontal production well is drilled near the bottom of the reservoir, and vertical injection wells in the direction of the horizontal production well with the column lowering below the oil-water contact and installing the packer above the perforation level, alternately inject fuel, polymer water-soluble non-combustible material up to the formation of plugs in the barrel of the injection well, the oxidizing agent in the aquifer of the reservoir, when the wellhead pressure reaches Permissible parameters as well as with increasing temperature above the formation temperature breakthrough additional water injection is carried out in the volumes necessary for maintaining a controlled combustion reservoir.

Сущность изобретения.SUMMARY OF THE INVENTION

Разработка месторождений высоковязкой нефти внутрипластовым горением сопровождается низкой эффективностью нерегулируемого процесса прогрева, а при малой проницаемости пласта и слабой гидродинамической связи между скважинами прогрев пласта становится практически невозможным. В этом случае нефтеотдача существенно снижается. В предложенном способе решается задача повышения эффективности процесса вытеснения высоковязкой нефти, т.е. повышение нефтеотдачи путем увеличения равномерного прогрева пласта по всему интервалу горизонтального ствола агентом воздействия за счет последовательной отработки всего пласта с поддержанием высокой проницаемости.The development of high-viscosity oil fields by in-situ combustion is accompanied by a low efficiency of the unregulated heating process, and with low permeability of the formation and weak hydrodynamic connection between the wells, heating of the formation becomes almost impossible. In this case, oil recovery is significantly reduced. The proposed method solves the problem of increasing the efficiency of the process of displacement of highly viscous oil, i.e. enhanced oil recovery by increasing uniform heating of the formation over the entire interval of the horizontal wellbore by the agent due to the sequential development of the entire formation while maintaining high permeability.

На чертеже изображен разрез в горизонтальной плоскости продуктивного пласта: 1 - горизонтальная добывающая скважина; 2 - вертикальная скважина для закачки окислителя и топлива; 3 - пакер; 4 - водонефтяной контакт; 5 - водоносная часть продуктивного пласта; 6 - пробка из полимерного водорастворимого материала; 7 - зона горения; 8 - паровая камера; 9 - выходные отверстия.The drawing shows a section in the horizontal plane of the reservoir: 1 - horizontal production well; 2 - vertical well for injection of oxidizing agent and fuel; 3 - packer; 4 - water-oil contact; 5 - aquifer of the reservoir; 6 - plug made of a polymer of water-soluble material; 7 - combustion zone; 8 - steam chamber; 9 - outlet openings.

Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.

На месторождении с высоковязкой нефтью бурят добывающую скважину с горизонтальным окончанием 1. Бурение горизонтального участка осуществляют в подошвенной части продуктивного пласта 5. Выше горизонтального ствола добывающей скважины 1 бурят не менее одной вертикальной нагнетательной скважины 2 для закачки в пласт топлива, окислителя, полимерного водорастворимого материала и воды. В качестве топлива используют углеводородный газ, попутный газ, печное топливо и т.д. В качестве полимерного водорастворимого материала используют полиакриламид. Полиакриламид собирает нефть в капсулы, не позволяя ей перемешиваться в пласте. Спускают колонну труб ниже уровня водонефтяного контакта 4, устанавливают пакер 3 выше уровня перфорации для защиты стенок труб от излишнего давления и температуры. Количество нагнетательных скважин 1 зависит от длины ствола горизонтальной скважины 2 (на практике одна нагнетательная скважина 2 приходится на 100-150 м горизонтального участка добывающей скважины 1).In a highly viscous oil field, a production well with horizontal completion 1 is drilled. A horizontal section is drilled in the bottom of the producing formation 5. Above the horizontal well of production well 1, at least one vertical injection well 2 is drilled to inject fuel, an oxidizing agent, a polymer, water-soluble material and water. The fuel used is hydrocarbon gas, associated gas, heating oil, etc. As the polymeric water-soluble material, polyacrylamide is used. Polyacrylamide collects oil into capsules, preventing it from mixing in the reservoir. The pipe string is lowered below the level of the oil-water contact 4, the packer 3 is installed above the perforation level to protect the pipe walls from excessive pressure and temperature. The number of injection wells 1 depends on the length of the horizontal well bore 2 (in practice, one injection well 2 falls on 100-150 m of the horizontal section of production well 1).

С помощью паропередвижной установки прогревают призабойную часть ствола скважины 2, после чего производят закачку топлива необходимого объема в пласт 5.Using a steam-moving installation, the bottom-hole part of the wellbore 2 is heated, after which the required amount of fuel is injected into the formation 5.

Далее в нагнетательную скважину 2 закачивают полимерный водорастворимый негорючий материал до образования пробки 6 в стволе нагнетательной скважины 2 для продавки горючего вещества в пласт 5 и с целью исключения перемешивания топлива и окислителя в стволе скважины 2 и, как следствие, создания внепластового горения. При попадании полимерного материала в водоносную часть пласта 5 происходит его растворение. Затем через пробку 6 в ствол нагнетательной скважины 2 подают окислитель, производят поджиг пласта и создают очаг горения. В результате горючая смесь (топливо и окислитель) через выходные отверстия 9 перемещаются в верхнюю зону пласта 5 паром и азотом (в виде паровой камеры). В нагнетательную скважину подается вода при увеличении устьевого давления выше оптимального (например, 18 МПа - допустимое давление для труб НКТ диаметром 173 мм) и при увеличении температуры пласта выше температуры прорыва контролируемой температурой добываемой продукции в объемах, необходимых для поддержания пластового горения с целью контроля всего технологического процесса. Так как закачка топлива и окислителя производится через жидкость, то исключается прямое сообщение горючих газов с внутритрубным пространством.Next, polymer water-soluble non-combustible material is pumped into the injection well 2 until a plug 6 is formed in the injection well 2 to sell combustible material into the formation 5 and in order to prevent mixing of fuel and oxidizing agent in the wellbore 2 and, as a result, the formation of off-site combustion. When polymer material enters the aquifer of formation 5, it dissolves. Then, through the plug 6, an oxidizing agent is fed into the barrel of the injection well 2, the formation is ignited and a burning center is created. As a result, the combustible mixture (fuel and oxidizing agent) through the outlet openings 9 is moved to the upper zone of the formation 5 by steam and nitrogen (in the form of a steam chamber). Water is injected into the injection well when the wellhead pressure is higher than optimal (for example, 18 MPa is the permissible pressure for tubing pipes with a diameter of 173 mm) and when the formation temperature is higher than the breakthrough temperature, the production is controlled by the temperature in the volumes necessary to maintain formation combustion in order to control everything technological process. Since fuel and oxidizer are injected through a liquid, direct communication of combustible gases with the in-tube space is excluded.

Организуют процесс горения так, что в зоне горения 7 на 1 м³ горючего газа приходится 9,5 м³ воздуха, который и содержит необходимые 2 м³ кислорода. Горючей смеси сообщают тепловой импульс достаточной мощности для начала реакции горения. В результате полного сгорания 1 м³ метана выделяется 36000 кДж тепла и образуется более 10,5 м³ продуктов горения (двуокись углерода, азот и пар). Температура воспламенения метана в воздухе варьируется в пределах от 550 до 850°С. В процессе горения пластовая вода, находящаяся в пласте, превращается в пар и азотом воздуха продвигается по пласту, образуя различные зоны: горячей воды, пара и горения 7. Из-за меньшего удельного веса пара и азота в кровельной части пласта образуется паровая камера 8. Продуктами горения созданный пар продвигается по пласту, нагревая скважинную среду, образуя зону нагрева скважинной среды. Так как пар и азот имеют удельный вес меньше, чем нефть, то в кровельной части пласта 5 образуется паровая камера 8. За счет сил гравитации нефть стекает в подошвенную часть пласта 5 и отбирается через горизонтальную скважину 1.The combustion process is organized in such a way that in combustion zone 7, 1 m ^{3 of} combustible gas accounts for 9.5 m ^{3 of} air, which contains the necessary 2 m ^{3 of} oxygen. A combustible mixture is provided with a heat pulse of sufficient power to initiate a combustion reaction. As a result of complete combustion of 1 m ^{3 of} methane, 36,000 kJ of heat are released and more than 10.5 m ³ of combustion products (carbon dioxide, nitrogen and steam) are formed. The ignition temperature of methane in air varies from 550 to 850 ° C. In the process of combustion, produced water in the formation turns into steam and air nitrogen moves through the formation, forming various zones: hot water, steam and combustion 7. Due to the lower specific gravity of steam and nitrogen in the roofing part of the formation, a steam chamber 8 is formed. Combustion products created steam moves through the reservoir, heating the borehole medium, forming a zone of heating the borehole medium. Since steam and nitrogen have a specific gravity less than oil, a steam chamber 8 is formed in the roofing part of the formation 5. Due to gravitational forces, oil flows into the bottom of the formation 5 and is taken through a horizontal well 1.

Водорастворимый полимер 6 выравнивает профиль приемистости нагнетательной скважины 2, увеличивает охват пласта воздействием, повышает нефтеотдачу пласта.Water-soluble polymer 6 aligns the injectivity profile of injection well 2, increases the coverage of the formation by exposure, and improves oil recovery.

Созданная зона горения 7 способствует вытеснению нефти как по разрезу, так и по площади.The created combustion zone 7 contributes to the displacement of oil both in the section and in area.

Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.

Разрабатывают участок Ашальчинского месторождения республики Татарстан. На данном месторождении на глубине 90 м находятся неоднородные пласты толщиной 8-15 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, пористостью 30%, проницаемостью 0,365 мкм², насыщенные нефтью с плотностью 956 кг/м³ и вязкостью 10206 мПа·с. Осуществляют бурение добывающей горизонтальной скважины 1 в подошвенной части пласта с длиной горизонтального участка 70 м. Выше горизонтального ствола добывающей скважины 1 бурят одну вертикальную нагнетательную скважину 2. Колонну труб спускают ниже уровня водонефтяного контакта 4, далее устанавливают пакер 3 выше уровня перфорации.A section of the Ashalchinsky deposit of the Republic of Tatarstan is being developed. In this field, at a depth of 90 m, heterogeneous formations are 8-15 m thick with a temperature of 8 ° C, a pressure of 0.5 MPa, a porosity of 30%, a permeability of 0.365 μm ² , saturated with oil with a density of 956 kg / m ³ and a viscosity of 10206 mPa · from. A horizontal production well 1 is drilled in the bottom of the formation with a horizontal section length of 70 m. One vertical injection well 2 is drilled above the horizontal well of the production well 1. A pipe string is lowered below the level of oil-water contact 4, then a packer 3 is installed above the level of perforation.

Для розжига пласта через вертикальную скважину 2 в пласт закачивают пар с температурой 300°С. После чего закачивают метан в объеме 10 тыс.м³ в сутки с давлением 1,2 МПа в пласт 5.To ignite the formation through a vertical well 2, steam is injected into the formation with a temperature of 300 ° C. After which methane is pumped in a volume of 10 thousand m ³ per day with a pressure of 1.2 MPa into reservoir 5.

В нагнетательную скважину 2 закачивают полимер полиакриламид до образования пробки 6 в стволе нагнетательной скважины 2. Затем в ствол нагнетательной скважины 2 через пробку 6 подают воздух в объеме 10 м³ в сутки с забойным давлением 1,6 МПа в водоносную часть пласта 5, производят поджиг пласта и создают очаг горения 7. Закачивают воду в объеме, необходимом для поддержания пластового горения и не допускающем перегрев пласта выше температуры 80°С. Водой продавливают метан и воздух через выходные отверстия 9 перемещают в верхнюю зону пласта 5.Polyacrylamide polymer is pumped into injection well 2 until plug 6 is formed in injection wellbore 2. Then, 10 m ³ per day air with a bottomhole pressure of 1.6 MPa is supplied to stem of injection well 2 through a plug 6 into the aquifer of formation 5, and ignition is performed formation and create a burning center 7. Inject water in the amount necessary to maintain formation combustion and not allowing overheating of the formation above a temperature of 80 ° C. Methane is forced through water and air through the outlet openings 9 is transferred to the upper zone of the formation 5.

Эксплуатация участка рассчитана до достижения проектной нефтеотдачи 0,68. Температура пласта выше 60°С позволяет поддерживать высокую проницаемость пласта.The operation of the site is designed to achieve a design oil recovery of 0.68. The temperature of the formation above 60 ° C allows you to maintain high permeability of the formation.

В процессе отработки всего интервала увеличивается охват пласта воздействием, вырабатываются все участки пласта вокруг скважины, снижается обводненность добываемой продукции скважин, нефтеотдача увеличилась на 30%, увеличилось время работы скважин до достижения предельной обводненности, дополнительная добыча нефти составила 167,5 тыс.т нефти.In the process of mining the entire interval, the coverage of the reservoir increases by exposure, all sections of the reservoir around the well are produced, the water cut of the produced products is reduced, oil recovery increased by 30%, the well operating time increased to the maximum water cut, additional oil production amounted to 167.5 thousand tons of oil.

Применение предложенного способа позволит сократить затраты на строительство скважин, повысить нефтеотдачу месторождения высоковязкой нефти, повысить охват пласта воздействием и выработать все участки пласта не только по разрезу, но и по площади, что приведет к получению дополнительной добычи нефти за счет поддержания высокой проницаемости пласта.The application of the proposed method will reduce the cost of well construction, increase oil recovery of highly viscous oil deposits, increase the coverage of the formation by exposure and develop all sections of the reservoir not only by section but also by area, which will lead to additional oil production by maintaining high permeability of the formation.

Claims

A method of developing a highly viscous oil field using in-situ combustion, comprising injecting an oxidizing agent through vertical injection wells located at a distance excluding breakthrough of the oxidizing agent and fuel from the horizontal part of the producing well, organizing in-situ burning and selecting products through horizontal producing wells, characterized in that the horizontal producing a well is drilled near the bottom of the reservoir, and vertical injection wells are directed ju to the horizontal wellbore with the descent of the column below the level of oil-water contact and with the installation of the packer above the level of perforation; alternately injecting fuel, a polymer of water-soluble non-combustible material until a plug is formed in the barrel of the injection well, an oxidizing agent in the aquifer of the reservoir; when the wellhead pressure reaches acceptable parameters, as well as when the formation temperature rises above the breakthrough temperature, additional water is injected in the volumes necessary to maintain controlled formation combustion.