RU2496979C1 - Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation - Google Patents
Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2496979C1 RU2496979C1 RU2012118364/03A RU2012118364A RU2496979C1 RU 2496979 C1 RU2496979 C1 RU 2496979C1 RU 2012118364/03 A RU2012118364/03 A RU 2012118364/03A RU 2012118364 A RU2012118364 A RU 2012118364A RU 2496979 C1 RU2496979 C1 RU 2496979C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- horizontal
- production
- wells
- well
- steam
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, термическим способам добычи высоковязкой нефти и/или битума.The invention relates to the oil industry, thermal methods for producing highly viscous oil and / or bitumen.
Известен «Способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти и битума» (Пат. РФ №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.11.2006), включающий бурение горизонтальной скважины, бурение дополнительной горизонтальной скважины под горизонтальной скважиной в пределах этого же продуктивного пласта, закачку теплоносителя в верхнюю горизонтальную скважину, добычу высоковязкой нефти из нижней горизонтальной скважины.The well-known "Method of thermal impact on a reservoir of highly viscous oil and bitumen" (Pat. RF №2287677, IPC ЕВВ 43/24, publ. 11/20/2006), including drilling a horizontal well, drilling an additional horizontal well under a horizontal well within the same reservoir , coolant injection into the upper horizontal well, production of high-viscosity oil from the lower horizontal well.
Недостатком данного способа является техническая сложность регулирования режима отбора жидкости и закачки пара.The disadvantage of this method is the technical complexity of regulating the mode of fluid withdrawal and steam injection.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является «Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами» (Пат. РФ №2387812, МПК Е43/16, опубл. 24.04.2010), включающий бурение по крайней мере одной горизонтальной добывающей и нагнетательной скважины, закачку вытесняющего агента через нагнетательную и отбор продукции через добывающие скважины. Добывающую горизонтальную скважину размещают параллельно водонефтяному контакту (ВНК) на расстоянии, позволяющем вести эксплуатацию скважины с безводным периодом.Closest to the technical nature of the proposed method is the "Method for the development of oil deposits with water-oil zones" (Pat. RF №2387812, IPC E43 / 16, publ. 04.24.2010), including drilling at least one horizontal production and injection wells, injection displacing agent through injection and product selection through production wells. The producing horizontal well is placed parallel to the oil-water contact (WOC) at a distance that allows the well to be operated with an anhydrous period.
Недостатками данного способа являются низкая эффективность при эксплуатации залежей с подстилающей водой с неравномерной по горизонтали поверхностью ВНК, что затрудняет проводку горизонтального ствола добывающей скважины в безопасном расстоянии от подошвенных вод и осложняет установку режима отбора жидкости из скважины предотвращающего подтягивания пластовых вод на забой скважины.The disadvantages of this method are the low efficiency in the operation of reservoirs with underlying water with an uneven horizontal surface of the OWC, which complicates the horizontal wellbore of the producing well at a safe distance from the bottom water and complicates the installation of a mode of fluid withdrawal from the well to prevent pulling formation water to the bottom of the well.
Техническими задачами предлагаемого способа являются предотвращение обводнения добывающей скважины подошвенными пластовыми водами, увеличение нефтеизвлечения залежи, повышение эффективности разработки водоплавающих залежей с высоковязкими нефтями и/или битумами, разрабатываемых методом закачки пара в пласт.The technical objectives of the proposed method are to prevent flooding of the producing well with bottom formation water, increasing oil recovery of the reservoir, increasing the efficiency of the development of waterfields with highly viscous oils and / or bitumen developed by steam injection into the reservoir.
Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт, включающим строительство горизонтальной основной добывающей скважины и расположенной выше горизонтальной нагнетательной скважины, закачку пара в горизонтальные скважины, а после создания проницаемой зоны между скважинами производят закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.The problem is solved by the method of developing deposits of highly viscous oil and / or bitumen by steam injection into the formation, including the construction of a horizontal main production well and located above the horizontal injection well, steam injection into horizontal wells, and after creating a permeable zone between the wells, steam is injected into the injection well and selection of products from the producing well.
Новым является то, что строят дополнительные горизонтальные добывающие скважины, размещают последовательно и параллельно с основной добывающей скважиной, причем горизонтальные добывающие скважины располагают выше водонефтяного контакта (ВНК), но ниже нагнетательной скважины на 5-8 м, при этом расстояние между забоем одной горизонтальной добывающей скважины и входом в кровлю другой в горизонтальной проекции должно быть не менее 5 м, закачку пара в добывающие скважины перед началом отбора осуществляют в объеме 2-10 т/м суммарной длины горизонтальных участков, после чего из добывающих скважин производят регулируемый отбор продукции так, чтобы забойное давление в каждой добывающей скважине было не менее пластового давления подошвенных вод.New is that they build additional horizontal production wells, place them in series and parallel with the main production well, with horizontal production wells located above the oil-water contact (WOC), but 5-8 m below the injection well, while the distance between the bottom of one horizontal production well wells and the entrance to the roof of the other in horizontal projection should be at least 5 m, steam is injected into production wells before the start of selection in the amount of 2-10 t / m of total length horiz onshore sections, after which regulated production is selected from production wells so that bottomhole pressure in each production well is not less than reservoir pressure of bottom water.
На фиг.1, 2 изображены схемы расположения горизонтальной нагнетательной скважины 2 и 3 горизонтальных добывающих скважин 1, 3, 4, соответственно вид сверху и в разрезе нефтяного пласта.Figure 1, 2 shows the layout of the horizontal injection wells 2 and 3 of the
Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.
При разработке залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт бурят горизонтальную добывающую скважину 1, по уточненным геологическим данным выше ее на 5-8 м располагают нагнетательную скважину 2, с учетом всех расстояний последовательно бурят добывающие скважины 3, 4.When developing a reservoir of highly viscous oil and / or bitumen by steam injection into a formation, a
Закачивают пар в нагнетательную и добывающие скважины 1, 2, 3, 4 в объеме 2-10 т/м суммарной длины горизонтальных участков, после чего из добывающих скважин производят регулируемый отбор продукции так, чтобы забойное давление в каждой добывающей скважине было не менее пластового давления подошвенных вод.Steam is injected into injection and
Пример конкретного выполнения способа.An example of a specific implementation of the method.
На участке Ашальчинского месторождения со средней вязкостью нефти 25000 мПа·с, проницаемостью 2,6 мкм2, пористостью 30%, толщиной нефтенасыщенното пласта 14 м пробурена система скважин. Горизонтальная добывающая скважина 1 пробурена вдоль подошвы пласта выше ВНК на 2 м, длина горизонтальной части ствола составляет 220 метра. Выше на 6 м горизонтального участка скважины 1 пробурили горизонтальную нагнетательную скважину 2 длиной горизонтального участка 760 м и две добывающие горизонтальные скважины 34 с длиной горизонтального ствола 230 и 300 м, расположенные параллельно стволу нагнетательной скважины и ниже его на 5 м.A well system was drilled in a section of the Ashalchinskoye field with an average oil viscosity of 25,000 mPa · s, permeability of 2.6 μm 2 , porosity of 30%, and a thickness of oil saturated reservoir of 14 m. Horizontal production well 1 was drilled along the bottom of the formation above the oil-field by 2 m, the length of the horizontal part of the trunk is 220 meters. Above 6 m of the horizontal section of well 1, a horizontal injection well 2 was drilled 2 with a horizontal section length of 760 m and two producing horizontal wells 34 with a horizontal wellbore length of 230 and 300 m, located parallel to the wellbore and 5 m below it.
Произвели закачку пара в количестве 2600 т в нагнетательную скважину 2 и по 700 т в каждую добывающую скважину 1, 3, 4. После остановки закачки пара, выравнивания и снижения забойной температуры в добывающих скважинах до 90°С каждая из них была переведена под механизированную добычу с установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) (на чертеже не показан) с частотно-регулируемым приводом, снабженным автоматизированной термо-манометрической системой (ТМСП) с установленным порогом отключения по давлению на приеме насоса, равным пластовому давлению подошвенных вод - 0,5 Мпа. В нагнетательную скважину 2 возобновили закачку пара в количестве 80 т/сут. Добывающие скважины 1, 3, 4 запуском УЭЦН поставили на отбор жидкости, средний дебит по скважинам составил: 12 т/сут по скважине 1, 20 т/сут по скважине 3 и 23 т/сут по скважине 4, что суммарно составило 55 т/сут со средней обводненностью 82%.Steam was injected in an amount of 2600 tons into injection well 2 and 700 tons into each production well 1, 3, 4. After stopping steam injection, leveling and lowering the bottomhole temperature in the producing wells to 90 ° C, each of them was converted to mechanized production with the installation of an electric centrifugal pump (ESP) (not shown in the drawing) with a frequency-controlled drive equipped with an automated thermo-manometric system (TMSP) with a set cut-off threshold for pressure at the pump inlet equal to the reservoir pressure bottom water - 0.5 MPa. In injection well 2 resumed the injection of steam in an amount of 80 tons / day.
Для базы сравнения был принят вариант с использованием двух параллельно пробуренных (одна над другой) горизонтальных скважин с длиной горизонтального ствола: нагнетательной - 750 м, добывающей - 742 м. Результаты показали, что эффективность предлагаемого способа выше: максимально достигаемый коэффициент нефтеотдачи больше на 11%, полученный максимальный дебит нефти составил 55 т/сут против 31 т/сут.For the comparison base, an option was adopted using two parallel drilled (one above the other) horizontal wells with a horizontal wellbore: injection - 750 m, production - 742 m. The results showed that the proposed method is more effective: the maximum oil recovery coefficient is 11% more The obtained maximum oil production rate was 55 tons / day versus 31 tons / day.
Предлагаемый способ позволяет эффективно применить паротепловое воздействие на пласт, сохранить высокий дебит нефти в реальных условиях неоднородного пласта, подстилаемого подошвенной водой, увеличить безводный период работы скважин, что способствует более высокому коэффициенту нефтеизвлечения.The proposed method allows you to effectively apply heat and steam exposure to the reservoir, to maintain a high oil flow rate in real conditions of a heterogeneous formation, lined with bottom water, to increase the anhydrous period of the wells, which contributes to a higher oil recovery rate.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012118364/03A RU2496979C1 (en) | 2012-05-03 | 2012-05-03 | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012118364/03A RU2496979C1 (en) | 2012-05-03 | 2012-05-03 | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2496979C1 true RU2496979C1 (en) | 2013-10-27 |
Family
ID=49446778
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012118364/03A RU2496979C1 (en) | 2012-05-03 | 2012-05-03 | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2496979C1 (en) |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2584467C1 (en) * | 2015-10-28 | 2016-05-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing high-viscosity oil field |
RU2596845C1 (en) * | 2015-10-28 | 2016-09-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
RU2599124C1 (en) * | 2015-11-05 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
RU2610461C1 (en) * | 2016-03-29 | 2017-02-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Recovery method of high-viscosity oil field |
CN106761624A (en) * | 2015-11-24 | 2017-05-31 | 中国石油化工股份有限公司 | The method for improving heavy crude reservoir edge reserves exploitation rate |
CN110284862A (en) * | 2019-03-19 | 2019-09-27 | 西南石油大学 | The method for infusing remaining oil in non-condensing gas or combustion (of oil) insitu exploitation oriented perforating |
RU2754140C1 (en) * | 2021-02-02 | 2021-08-30 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН) | Method for developing deposits of extra-heavy oil or natural bitumen |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5273111A (en) * | 1991-07-03 | 1993-12-28 | Amoco Corporation | Laterally and vertically staggered horizontal well hydrocarbon recovery method |
RU2114289C1 (en) * | 1997-03-12 | 1998-06-27 | Борис Александрович Тюнькин | Method for development of deposit with high-viscosity oil |
RU2287677C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil-bitumen deposit |
RU2295030C1 (en) * | 2006-05-26 | 2007-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen |
EP1381749B1 (en) * | 2001-04-24 | 2008-01-23 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Method for in situ recovery from a tar sands formation and a blending agent produced by such a method |
RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
EP1871987B1 (en) * | 2005-04-22 | 2009-04-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ conversion process systems utilizing wellbores in at least two regions of a formation |
RU2387812C1 (en) * | 2009-02-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil poll with oil-in-water systems |
-
2012
- 2012-05-03 RU RU2012118364/03A patent/RU2496979C1/en active
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5273111A (en) * | 1991-07-03 | 1993-12-28 | Amoco Corporation | Laterally and vertically staggered horizontal well hydrocarbon recovery method |
RU2114289C1 (en) * | 1997-03-12 | 1998-06-27 | Борис Александрович Тюнькин | Method for development of deposit with high-viscosity oil |
EP1381749B1 (en) * | 2001-04-24 | 2008-01-23 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Method for in situ recovery from a tar sands formation and a blending agent produced by such a method |
EP1871987B1 (en) * | 2005-04-22 | 2009-04-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ conversion process systems utilizing wellbores in at least two regions of a formation |
RU2287677C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil-bitumen deposit |
RU2295030C1 (en) * | 2006-05-26 | 2007-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen |
RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
RU2387812C1 (en) * | 2009-02-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil poll with oil-in-water systems |
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2584467C1 (en) * | 2015-10-28 | 2016-05-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing high-viscosity oil field |
RU2596845C1 (en) * | 2015-10-28 | 2016-09-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
RU2599124C1 (en) * | 2015-11-05 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
CN106761624A (en) * | 2015-11-24 | 2017-05-31 | 中国石油化工股份有限公司 | The method for improving heavy crude reservoir edge reserves exploitation rate |
RU2610461C1 (en) * | 2016-03-29 | 2017-02-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Recovery method of high-viscosity oil field |
CN110284862A (en) * | 2019-03-19 | 2019-09-27 | 西南石油大学 | The method for infusing remaining oil in non-condensing gas or combustion (of oil) insitu exploitation oriented perforating |
CN110284862B (en) * | 2019-03-19 | 2021-04-13 | 西南石油大学 | Method for injecting non-condensable gas and exploiting residual oil in bottom water heavy oil reservoir by in-situ combustion |
RU2754140C1 (en) * | 2021-02-02 | 2021-08-30 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН) | Method for developing deposits of extra-heavy oil or natural bitumen |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
RU2527051C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect | |
RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
RU2468194C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections | |
RU2431744C1 (en) | Procedure for extraction of high viscous oil and bitumen with application of horizontal producing and horizontal-inclined wells | |
RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
RU2673934C1 (en) | Method for developing reservoir of super-viscous oil by heat methods in late stage | |
CA2890491C (en) | Hydrocarbon recovery start-up process | |
RU2509880C1 (en) | Development method of deposits of viscous oils and bitumens | |
RU2526047C1 (en) | Development of extra-heavy crude oil | |
RU2434129C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposit | |
RU2555163C1 (en) | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells | |
RU2483207C2 (en) | Development method of fractured high-viscosity oil deposit | |
RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
RU2504646C1 (en) | Method of oil deposit development using flooding | |
RU2425968C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit | |
RU2679423C1 (en) | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals | |
RU2720725C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit | |
RU2712904C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit with gas cap | |
RU2693055C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
RU2690586C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
RU2543848C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with controlled product extraction from horizontal wells |