RU2527984C1 - Development method of ultraviscous oil deposit - Google Patents
Development method of ultraviscous oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2527984C1 RU2527984C1 RU2013114342/03A RU2013114342A RU2527984C1 RU 2527984 C1 RU2527984 C1 RU 2527984C1 RU 2013114342/03 A RU2013114342/03 A RU 2013114342/03A RU 2013114342 A RU2013114342 A RU 2013114342A RU 2527984 C1 RU2527984 C1 RU 2527984C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- double
- super
- viscous oil
- injector
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения сверхвязкой нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a super-viscous oil field.
Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №2211318, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2003 г.), включающий бурение непрерывной (двухустьевой) скважины с образованием ее выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку в пробуренную скважину обсадной колонны, цементирование затрубного пространства по всей длине, перфорирование обсадной колонны в интервале горизонтального участка, установку внутри обсадной трубы насосно-компрессорных труб с центраторами, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб с входного и выходного участков, отбор продукта по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку.A known method of developing an oil field (patent RU No. 2211318, IPC EV 43/24, published in Bulletin No. 24 of 08/27/2003), including drilling a continuous (double-well) well with the formation of its output section upward with an inclination from the reservoir to the day surface, installing a casing in a drilled well, cementing the annulus along the entire length, perforating the casing in the horizontal section, installing tubing with centralizers inside the casing, supplying coolant through Olona tubing to the inlet and outlet sections, the selection of the product at the outlet portion in the continuation of the coolant injection inlet portion.
Недостатком данного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как при закачке пара и одновременном отборе нефти из одной скважины происходят быстрые прорывы пара, а при циклическом воздействии - непроизводительный расход пара на повторный прогрев остывшего продуктивного пласта за период отбора, т.е. большая энергозатратность.The disadvantage of this method is the lack of efficiency of oil recovery, because when steam is injected and oil is taken from one well at the same time, quick steam breakouts occur, and during cyclic exposure, the steam is unproductive for re-heating the cooled reservoir during the selection period, i.e. high energy consumption.
Также известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2431745, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №29 от 20.10.2011 г.), включающий строительство двухустьевых горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через верхнюю - нагнетательную - скважину с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, а отбор продукции через нижнюю - добывающую - скважину, съем термограммы паровой камеры, анализ состояния ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, причем выше нагнетательной скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, строят технологическую двухустьевую скважину, причем съем термограммы паровой камеры проводят по данным термодатчиков, которые размещают в технологической и добывающей двухустьевых горизонтальных скважинах, при этом со стороны обоих устьев технологической скважины производят геофизические исследования с целью контроля равномерности прогрева паровой камеры, причем в процессе разработки месторождения тяжелой нефти или битума производят периодический отбор проб продукции с обоих устьев контрольной скважины для оценки минерализации находящейся в пробах воды, исходя из минерализации этой воды сопоставляют ее с наличием температурных пиков на термограммах паровой камеры, после чего производят изменение направлений фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции для выравнивания температуры в паровой камере, причем двухустьевую технологическую скважину при необходимости можно использовать в качестве добывающей скважины.Also known is a method of developing a heavy oil or bitumen deposit using double-well horizontal wells (patent RU No. 2431745, IPC EV 43/24, published in Bulletin No. 29 of 10/20/2011), including the construction of double-well horizontal wells, pumping coolant through the upper - injection - well with heating the reservoir and creating a steam chamber, and the selection of products through the lower - producing - well, taking a thermogram of the steam chamber, analyzing the state of its heating for uniform heating and the presence of temperature pi s, taking into account the obtained thermograms, uniformly warm the steam chamber, and above the injection well at a distance that excludes the breakthrough of the heat carrier, a technological double-well well is built, and thermograms of the steam chamber are taken according to the temperature sensors that are placed in the technological and producing double-well horizontal wells, from both mouths of a technological well, geophysical surveys are carried out in order to control the uniformity of heating of the steam chamber, m during the development of a heavy oil or bitumen deposit, periodic production sampling from both mouths of the control well is carried out to assess the mineralization of the water in the samples, based on the mineralization of this water, compare it with the presence of temperature peaks in the thermograms of the steam chamber, after which the filtration directions are changed and / or modes of coolant injection and product selection to equalize the temperature in the steam chamber, and a two-well technological well, if necessary use as a production well.
Недостатками данного способа являются высокие затраты на теплоноситель, поскольку закачку теплоносителя производят непосредственно в пласт, а также ограниченность его применения в месторождениях битума с пластами малой толщины (до 5 метров), поскольку минимальное расстояние между горизонтальными стволами двухустьевых скважин должно составлять не менее 5-7 м в зависимости от неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пласта с целью исключения прямого прорыва теплоносителя из ствола нагнетательной в ствол добывающей двухустьевой скважины.The disadvantages of this method are the high cost of the coolant, since the coolant is injected directly into the reservoir, as well as its limited use in bitumen deposits with small thickness formations (up to 5 meters), since the minimum distance between horizontal trunks of double-well wells should be at least 5-7 m, depending on the heterogeneity of the reservoir properties of the reservoir in order to exclude direct breakthrough of the coolant from the barrel of the dual wellhead producing into the barrel wells.
Также известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2410534, МПК Е21В 43/24, Е21В 43/08 опубл. в бюл. №3 от 27.01.2011 г.), включающий строительство двухустьевых верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через добывающую скважину с уменьшением отбора в зонах наличия температурных пиков, осуществляя равномерный прогрев паровой камеры, причем при строительстве скважин горизонтальный участок добывающей скважины оборудуют секциями фильтра с уменьшаемой по секциям пропускной способностью в зависимости от прорыва теплоносителя.Also known is a method of developing a heavy oil or bitumen deposit using double-well horizontal wells (patent RU No. 2410534, IPC ЕВВ 43/24, ЕВВ 43/08 published in Bulletin No. 3 dated January 27, 2011), including the construction of a double-well upper injection and lower production wells with horizontal sections located one above the other, pumping coolant through an injection well with formation heating by creating a steam chamber and taking products through a production well with decreasing selection in areas of temperature peaks, providing uniform heating of the steam chamber, and during the construction of wells, the horizontal section of the producing well is equipped with filter sections with reduced throughput in sections depending on the breakthrough of the coolant.
Недостатками данного способа являются высокие затраты на теплоноситель, поскольку закачку теплоносителя производят непосредственно в пласт, а также ограниченность его применения в месторождениях битума с пластами малой толщины (до 5 метров), поскольку минимальное расстояние между горизонтальными стволами двухустьевых скважин должно составлять не менее 5- 7 м в зависимости от неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пласта с целью исключения прямого прорыва теплоносителя из ствола нагнетательной в ствол добывающей двухустьевой скважины.The disadvantages of this method are the high cost of the coolant, since the coolant is injected directly into the formation, as well as its limited use in bitumen deposits with small thickness formations (up to 5 meters), since the minimum distance between horizontal shafts of double-well wells should be at least 5-7 m, depending on the heterogeneity of the reservoir properties of the reservoir in order to exclude direct breakthrough of the coolant from the barrel of the dual wellhead producing into the barrel wells.
Также известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2431746, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №29 от 20.10.2011 г.), включающий строительство двухустьевых верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя, например перегретого пара, через нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через добывающую скважину, при этом в качестве теплоносителя используется перегретый пар, смешанный с продуктами сгорания горючего топлива, который закачивают через одно устье нагнетательной колонны, при этом осуществляют отбор сконденсировавшейся на внутренней поверхности нагнетательной колонны влаги через другое устье, а при ухудшении коллекторских свойств и/или снижении суммарного отбора продукции пласта более чем в два раза за период не более трех месяцев одно из устьев добывающей скважины герметизируют, а через другое устье закачивают нефтесилорную эмульсию, после технологической выдержки закачку теплоносителя и отбор продукции осуществляют в обычном режиме.Also known is a method of developing a heavy oil or bitumen deposit using double-mouth horizontal wells (patent RU No. 2431746, IPC EV 43/24, published in Bulletin No. 29 of 10/20/2011), including the construction of a double-mouth upper injection and lower production wells with horizontal sections located one above the other, injection of a heat carrier, for example superheated steam, through an injection well with formation heating by creating a steam chamber and selection of products through a production well, while as a coolant and superheated steam mixed with combustion products of combustible fuel is used, which is pumped through one mouth of the injection column, and moisture is condensed on the inner surface of the injection column through the other mouth, and if reservoir properties deteriorate and / or the total formation production is reduced more than two times for a period of not more than three months, one of the mouths of the producing well is sealed, and an oil-emulsion emulsion is pumped through the other mouth after technological exposure download coolant and product selection is performed in the normal mode.
Недостатками данного способа являются высокие затраты на теплоноситель, поскольку закачку теплоносителя производят непосредственно в пласт, а также ограниченность его применения в месторождениях битума с пластами малой толщины (до 5 метров), поскольку минимальное расстояние между горизонтальными стволами двухустьевых скважин должно составлять не менее 5-7 м в зависимости от неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пласта с целью исключения прямого прорыва теплоносителя из ствола нагнетательной в ствол добывающей двухустьевой скважины.The disadvantages of this method are the high cost of the coolant, since the coolant is injected directly into the reservoir, as well as its limited use in bitumen deposits with small thickness formations (up to 5 meters), since the minimum distance between horizontal trunks of double-well wells should be at least 5-7 m, depending on the heterogeneity of the reservoir properties of the reservoir in order to exclude direct breakthrough of the coolant from the barrel of the dual wellhead producing into the barrel wells.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием скважин с наклонными участками (патент RU №2468194, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №33 от 27.11.2012 г.), включающий бурение скважин, оснащение каждой скважины технологической колонной труб, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта с увеличением размеров паровой камеры, снижение вязкости сверхвязкой нефти, отбор продукции из скважины по технологической колонне труб и контроль технологических параметров продуктивного пласта и скважины, в процессе отбора продукции, периодическое определение минерализации попутно отбираемой воды, анализ влияния изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры, и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды, ведут одновременную закачку теплоносителя и отбор продукции, при этом бурят как минимум две скважины с наклонными участками в продуктивном пласте, причем наклонные участки скважин бурят в двух вертикальных плоскостях, находящихся на расстоянии 1-2 м друг от друга, и навстречу друг к другу с приближением участков к серединам каждого участка и с их последующим отдалением, при этом каждый наклонный участок разделяют на два интервала вскрытия продуктивного пласта установкой пакера, спускаемого в скважину в составе технологической колонны труб, а окончания технологических колонн труб располагают на концах наклонных участков, причем каждую технологическую колонну труб оснащают насосом для отбора разогретой вязкой нефти, при этом в верхние интервалы вскрытия продуктивного пласта периодически закачивают теплоноситель, а из нижних интервалов вскрытия продуктивного пласта производят постоянный отбор продукции.The closest in technical essence is the way to develop deposits of super-viscous oil using wells with inclined sections (patent RU No. 2468194, IPC ЕВВ 43/24, published in bulletin No. 33 dated November 27, 2012), including drilling wells, equipping each wells using a pipe string, pumping coolant, warming up the reservoir with the creation of a steam chamber by pumping the coolant spreading to the top of the reservoir with increasing dimensions of the vapor chamber, reducing the viscosity of super-viscous oil, selecting products and wells according to the production string of pipes and control of technological parameters of the productive formation and the well, during the selection process, periodically determining the mineralization of the water being taken in, the analysis of the effect of changes in the mineralization of the water being taken on the uniformity of heating of the steam chamber, and taking into account the changes in the mineralization of the water being taken in, carry out uniform heating steam chamber by regulating the mode of injection of the coolant or selection of production wells to achieve a stable value of m neuralization of water taken in parallel, they simultaneously inject coolant and take products, while at least two wells are drilled with inclined sections in the reservoir, and the inclined sections of the wells are drilled in two vertical planes at a distance of 1-2 m from each other and towards to each other with the approach of the sections to the middle of each section and their subsequent separation, while each inclined section is divided into two intervals of opening the reservoir by installing a packer, lowered into the wells as a part of the technological pipe string, and the ends of the technological pipe string are located at the ends of inclined sections, and each technological pipe string is equipped with a pump for the selection of heated viscous oil, while the coolant is periodically pumped into the upper opening intervals of the reservoir, and from the lower opening intervals of the reservoir constant selection of products.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, минимальное расстояние между горизонтальными стволами двухустьевых скважин должно составлять не менее 5-7 м в зависимости от неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пласта с целью исключения прямого прорыва теплоносителя из ствола нагнетательной в ствол добывающей двухустьевой скважины, что ограничивает применение данного способа в месторождениях тяжелой нефти или битума (сврехвязкой нефти), где толщина пласта составляет 5-7 м;- firstly, the minimum distance between the horizontal boreholes of double-well wells should be at least 5-7 m, depending on the heterogeneity of the reservoir properties of the reservoir in order to exclude direct breakthrough of the coolant from the barrel of the producing double-well well, which limits the application of this method to heavy oil or bitumen deposits (over-viscous oil), where the thickness of the formation is 5-7 m;
- во-вторых, реализация способа основана на создании паровой камеры, для чего необходима закачка теплоносителя непосредственно в пласт, а это может привести к прорыву теплоносителя в ствол добывающей скважины и повышению обводненности добываемой продукции, что снижает эффективность его реализации. Кроме того, это вызывает необходимость проведения водоизоляционных работ, а это требует дополнительных финансовых и материальных затрат на реализацию способа;- secondly, the implementation of the method is based on the creation of a steam chamber, for which it is necessary to pump the coolant directly into the reservoir, and this can lead to a breakthrough of the coolant in the wellbore of the producing well and an increase in water cut of the produced product, which reduces the efficiency of its implementation. In addition, this causes the need for waterproofing, and this requires additional financial and material costs for the implementation of the method;
- в-третьих, пар превращается в конденсат, что способствует быстрому обводнению месторождения сверхвязкой нефти, в связи с чем нарушается равномерность выработки месторождения сверхвязкой нефти и сокращаются сроки его разработки, при этом часть сверхвязкой нефти остается невыработанной;- thirdly, the steam turns into condensate, which contributes to the rapid flooding of the super-viscous oil field, due to which the uniformity of the production of the super-viscous oil field is violated and its development time is reduced, while part of the super-viscous oil remains undeveloped;
- в-четвертых, теплоноситель закачивают в пласт, что увеличивает затраты на теплоноситель;- fourthly, the coolant is pumped into the reservoir, which increases the cost of the coolant;
- в-пятых, низкий коэффициент вытеснения сверхвязкой нефти из пласта и неравномерность его выработки вследствие неравномерного вытеснения высоковязкой нефти теплоносителем в пласте, имеющем различные фильтрационно-емкостные свойства.fifthly, the low coefficient of displacement of super-viscous oil from the reservoir and the unevenness of its production due to the uneven displacement of highly viscous oil by the coolant in the reservoir, which has different filtration-capacitive properties.
Технической задачей изобретения является разработка месторождения сверхвязкой нефти путем его разогрева без закачки теплоносителя (пара) в пласт, исключение обводненности отбираемой разогретой сверхвязкой нефти, сокращение затрат на теплоноситель, а также реализация способа в месторождениях сверхвязкой нефти, представленных пластами толщиной до 5-7 метров, и увеличение коэффициента вытеснения сверхвязкой нефти из пласта с его равномерной выработкой в пласте.An object of the invention is to develop a super-viscous oil field by heating it without pumping a heat carrier (steam) into a formation, eliminating the water cut of a selected heated super-viscous oil, reducing heat carrier costs, and also implementing the method in super-viscous oil fields represented by layers up to 5-7 meters thick, and an increase in the coefficient of displacement of super-viscous oil from the reservoir with its uniform production in the reservoir.
Поставленная техническая задача решается способом разработки месторождения сверхвязкой нефти, включающим строительство верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, оснащенных фильтрами с отверстиями, расположенными друг над другом, спуск технологических колонн труб с насосами для отбора разогретой сверхвязкой нефти, прогрев пласта закачкой теплоносителя в нагнетательную скважину, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, анализ состояния пласта на равномерность прогрева и осуществление равномерного прогрева пласта.The stated technical problem is solved by the method of developing a super-viscous oil field, including the construction of an upper injection and a lower producing well equipped with filters with openings located one above the other, the descent of technological pipe columns with pumps for selecting heated super-viscous oil, heating the formation by pumping coolant into the injection well, heating the inter-well zone of the formation, reducing the viscosity of super-viscous oil, analysis of the state of the formation for uniform heating and the implementation of equal dimensional reservoir heating.
Новым является то, что верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины выполняют двухустьевыми с горизонтальными участками, а фильтр горизонтального участка верхней нагнетательной двухустьевой скважины разделяют на две зоны прогрева, внутри фильтра напротив каждой из зон прогрева устанавливают заглушенные с концов хвостовики с отверстиями, которые спускают на концах технологических колонн труб с устьев нагнетательной двухустьевой скважины, причем хвостовики жестко соединены с соответствующими технологическими колоннами труб с возможностью герметичного закрытия или открытия отверстий фильтра горизонтального участка верхней нагнетательной двухустьевой скважины, на поверхности обвязывают внутренние пространства технологических колонн труб верхней нагнетательной двухустьевой скважины трубопроводом с вентилями между собой, а также на поверхности обвязывают межколонные пространства верхней нагнетательной двухустьевой скважины всасывающим и нагнетательным трубопроводами, оснащенными вентилями с парогенераторной установкой, также гидравлическими линиями с вентилями обвязывают насосный агрегат с межколонными пространствами верхней нагнетательной двухустьевой скважины, при закрытых отверстиях фильтра горизонтального участка верхней нагнетательной двухустьевой скважины производят разогрев межскважинной зоны пласта, снижают вязкость сверхвязкой нефти в пласте замкнутой циркуляцией теплоносителя по межколонным и внутренним пространствам верхней и нижней двухустьевых скважин посредством парогенераторной установки без закачки теплоносителя в пласт и производят отбор разогретой сверхвязкой нефти из нижней добывающей двухустьевой скважины, в процессе замкнутой циркуляции теплоносителя по верхней нагнетательной двухустьевой скважине при повышении температуры в зоне отбора нижней добывающей двухустьевой скважины по данным термограмм, снятых с термодатчиков, до значения, соответствующего вязкости сверхвязкой нефти в пласте, достаточной для растворения ее углеводородным растворителем, отключают парогенераторную установку и прекращают циркуляцию теплоносителя, открывают отверстия фильтра горизонтального участка верхней нагнетательной двухустьевой скважины путем совмещения их с отверстиями хвостовиков, насосным агрегатом производят закачку углеводородного растворителя через межколонные пространства и фильтр в пласт с образованием в пласте камеры растворителя, причем в камере растворителя происходит разжижение разогретой сверхвязкой нефти, при этом продолжают отбор разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти из нижней добывающей двухустьевой скважины, причем по мере отбора разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти вследствие прекращения циркуляции пара снижается температура и повышается вязкость сверхвязкой нефти в зоне отбора нижней добывающей двухустьевой скважины по данным термограмм, снятых с термодатчиков, до значения, соответствующего вязкости сверхвязкой нефти в пласте, недостаточной для ее растворения углеводородным растворителем, после чего отключают насосный агрегат и закрывают отверстия фильтра верхней нагнетательной двухустьевой скважины путем разобщения их с отверстиями хвостовиков, включают парогенераторную установку и возобновляют циркуляцию теплоносителя в верхней нагнетательной двухустьевой скважине, в дальнейшем процесс повторяется.What is new is that the upper injection and lower producing wells are double-mouth with horizontal sections, and the filter of the horizontal section of the upper double-well injection is divided into two heating zones, inside the filter opposite each of the heating zones, shanks are installed that are plugged at the ends with holes that are lowered at the ends technological pipe columns from the mouths of the injection double-well well, the shanks being rigidly connected to the corresponding technological pipe columns with the possibility of tightly closing or opening the filter openings of the horizontal section of the upper injection double mouth well, the inner spaces of the process columns of the pipes of the upper injection double mouth well are tied together with valves between each other, and also the annular spaces of the upper pressure double mouth wells are tied up with suction and injection pipelines equipped with suction and discharge pipelines equipped with valves with a steam generator, also hydraulic lines The valves are connected with the valves to the pump unit with the annular spaces of the upper injection double well, with the openings of the filter of the horizontal section of the upper injection double well, the interwell zone of the formation is heated, the viscosity of the super-viscous oil in the formation is reduced by closed circulation of the coolant through the intercolumn and internal spaces of the upper and lower wells a steam generator without pumping coolant into the reservoir and select preheated super-viscous oil from the lower producing double-well, in the process of closed circulation of the coolant along the upper injection double-well, with increasing temperature in the selection zone of the lower producing double-well, according to thermograms taken from temperature sensors, to a value corresponding to the viscosity of the super-viscous oil in the formation, sufficient to dissolve it hydrocarbon solvent, turn off the steam generator and stop the circulation of the coolant, open the holes of the horizontal filter the upper injection double-well well by combining them with the shank holes, the pump unit injects the hydrocarbon solvent through the annular spaces and the filter into the formation with the formation of a solvent chamber in the formation, and the heated super-viscous oil is diluted in the solvent chamber, while the selection of the heated and liquefied super-viscous continues oil from the lower producing double mouth well, and as the heated and liquefied super-viscous oil is withdrawn due to In the process of steam circulation, the temperature decreases and the viscosity of super-viscous oil in the extraction zone of the lower producing double mouth well increases according to thermograms taken from temperature sensors to a value corresponding to the viscosity of super-viscous oil in the reservoir, insufficient for its dissolution by a hydrocarbon solvent, after which the pump unit is turned off and the holes are closed the filter of the upper injection double mouth well by separating them with the holes of the shanks, turn on the steam generator and resume circulation w coolant in the upper injection hole dvuhustevoy, hereinafter the process is repeated.
На фиг.1 и 2 схематично представлен предлагаемый способ разработки месторождения сверхвязкой нефти.Figure 1 and 2 schematically shows the proposed method for developing a field of super-viscous oil.
На фиг.3 изображен разрез А-А.Figure 3 shows a section aa.
На фиг.4 изображен разрез Б-Б.Figure 4 shows a section bB.
На фиг.5 изображен разрез В-В.Figure 5 shows a section bb.
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.The proposed method is as follows.
Сначала производят строительство верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1 (см. фиг.1), далее, например, на расстоянии 4 м производят строительство нижней добывающей двухустьевой скважины 2 с горизонтальными участками 3 и 4 соответственно. Горизонтальные участки 3 и 4 двухустьевых скважин 1 и 2 оборудованы фильтрами 5 и 6 с отверстиями 5' и 6' соответственно, расположенными друг над другом и вскрывающими пласт 7 со сверхвязкой нефтью. Фильтры 5 верхней нагнетательной двухустьевой скважин 1 и 2 разделяют на две зоны прогрева: L1 и L2, например, длиной по 150 м каждая зона закачки.First, the construction of the upper injection double-
Внутри фильтра 5 напротив каждой из зон прогрева L1 и L2 устанавливают заглушенные с концов хвостовики 8 и 8' с отверстиями 9 и 9' (см. фиг.2, 4 и 5) соответственно. Заглушенные с концов хвостовики 8 и 8' (см. фиг.1) спускают на концах технологических колонн труб 10 и 10' соответственно с обоих устьев верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1. В нижнюю добывающую двухустьевую скважину 2 с обоих устьев спускают технологические колонны труб 11 и 11', которые в процессе спуска оснащают насосами 111 и 112 соответственно.Inside the
Заглушенные концы хвостовиков 8 и 8' в верхней нагнетательной двухустьевой скважине 1 обращены друг к другу, при этом сами хвостовики 8 и 8' жестко соединены с соответствующими технологическими колоннами труб 10 и 10' (см. фиг.3) с возможностью герметичного закрытия или открытия отверстий 5' (см. фиг.4 и 5), выполненных в фильтре 5 горизонтального участка 3 (см. фиг.1) верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1.The muffled ends of the
Отверстия 5' (см. фиг.4, 5) в фильтре 5 выполнены, например, в виде сквозных горизонтальных пазов под углом 180° друг к другу по окружности, при этом отверстия 5' фильтра 5 верхней (см. фиг.1) двухустьевой скважины 1 в начальном положении закрыты (см. фиг.4), соответствующими хвостовиками 8 и 8' (см. фиг.1). Каждый из хвостовиков 8 и 8' оснащен отверстиями 9 и 9' (см. фиг.4 и 5) соответственно. Отверстия 9 и 9' (см. фиг.2 и 4) в хвостовиках 8 и 8' также выполнены, например, в виде сквозных горизонтальных пазов под углом 180° друг к другу по окружности.The holes 5 '(see Figs. 4, 5) in the
Обвязывают на поверхности внутренние пространства 12 и 12' технологических колонн труб 10 и 10' верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1 трубопроводом 13 с вентилями 14 и 15 между собой, обвязывают на поверхности межколонные пространства 16 и 16' верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1 всасывающим 17 и нагнетательным 18 трубопроводами, оснащенными вентилями 19 и 20 соответственно, с парогенераторной установкой 21. Гидравлическими линиями 22 и 23 с соответствующими вентилями 24 и 25 обвязывают насосный агрегат 26 с межколонными пространствами 16 и 16' верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1. При закрытых отверстиях 5' фильтра 5 горизонтального участка 3 верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1 производят разогрев межскважинной зоны 27 пласта 7.The
Снижают вязкость сверхвязкой нефти в пласте 7 замкнутой циркуляцией теплоносителя (например, водяного пара, разогретого до температуры 230-250°С, далее пар) по межколонным 16 и 16' и внутренним 12 и 12' пространствам технологических колонн труб 10 и 10' верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1. Происходит это следующим образом.The viscosity of super-viscous oil in the
При открытых вентилях 14, 15, 19 и 20 и закрытых вентилях 24 и 25 пар, нагнетаемый парогенераторной установкой 21, по нагнетательной линии 18 поступает в межколонное пространство 16' верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1, а оттуда попадает во внутреннее пространство 14' технологической колонны труб 10' и через трубопровод 13 поступает во внутреннее пространство 14 технологической колонны труб 10, далее пар поступает в межколонное пространство 16 верхней нагнетательной двухустьевой скважины 2 и далее через всасывающий трубопровод 17 пар поступает обратно в парогенераторную установку 21. Таким образом осуществляется один цикл замкнутой циркуляции пара.With
Разогрев стенок скважины осуществляется за счет замкнутой циркуляции пара без закачки теплоносителя в пласт.Heating of the walls of the well is carried out due to the closed circulation of steam without pumping the coolant into the reservoir.
Парогенераторная установка 21 в процессе замкнутой циркуляции обеспечивает поддержание температуры пара 230-250°С. Разогревание межскважинной зоны 27 пласта 7 происходит за счет передачи тепла непосредственно от стенок верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1, а также через фильтр 5 к пласту 7, что приводит к прогреву пласта 7 в межскважинной зоне 27 и в зоне отбора, т.е. напротив фильтра 6 нижней добывающей двухустьевой скважины, при этом пар (теплоноситель) в пласт 7 не попадает, вследствие чего исключаются нежелательные последствия, а именно: образование конденсата, прорыв теплоносителя в ствол при отборе разогретой сверхвязкой нефти и, как следствие, увеличение обводненности отбираемой разогретой сверхвязкой нефти, а также водоизоляционные работы, при этом производят отбор разогретого битума из нижней добывающей двухустьевой скважины с помощью насосов 111 и 112 по соответствующим технологическим колоннам труб 11 и 11'.The
Для перетока теплоносителя или углеводородного растворителя в верхней нагнетательной двухустьевой скважине 1 в процессе осуществления способа в интервале жесткого соединения хвостовиков 8 и 8' (см. фиг.1 и 2) с соответствующими технологическими колоннами труб 10 и 10' выполнены технологические отверстия 28 (см. фиг.3).For the flow of coolant or hydrocarbon solvent in the upper injection double-
Закачка пара парогенераторной установкой 21 (см. фиг.1) происходит при минимальных давлениях нагнетания (1,5-2 МПа), достаточных для преодоления гидравлических сопротивлений при циркуляции, поскольку закачку пара в пласт 7 не осуществляют и давление нагнетания не зависит от проницаемости пласта месторождения сверхвязкой нефти, а также сокращаются затраты на теплоноситель вследствие замкнутой циркуляции пара без закачки пара в пласт.Steam injection by the steam generator 21 (see Fig. 1) occurs at minimum injection pressures (1.5-2 MPa), sufficient to overcome hydraulic resistance during circulation, since steam is not injected into the
Предлагаемый способ возможно реализовать на месторождении сверхвязкой нефти, представленном пластами толщиной от 0,5 до 5-7 м, поскольку исключен прорыв теплоносителя в зоны отбора скважин, так как разработка месторождения сверхвязкой нефти производится без закачки теплоносителя в пласт.The proposed method can be implemented in a super-viscous oil field represented by formations with a thickness of 0.5 to 5-7 m, since the breakthrough of the coolant in the well selection zones is excluded, since the development of a super-viscous oil field is carried out without pumping the coolant into the formation.
В процессе замкнутой циркуляции теплоносителя по верхней нагнетательной двухустьевой скважине 1 повышается температура в зоне отбора нижней добывающей двухустьевой скважины, которая отслеживается по данным термограмм, снятых с термодатчиков (не показано), установленных в горизонтальном участке 4 (см. фиг.1 и 2) нижней добывающей двухустьевых скважин 2 напротив каждой из зон отбора, т.е. фильтра 6.In the process of closed circulation of the coolant along the upper injection double-
При повышении температуры до значения, которое соответствует вязкости сверхвязкой нефти в пласте 7, достаточной для растворения ее углеводородным растворителем по данным термограмм, отключают парогенераторную установку 21 и прекращают циркуляцию теплоносителя. Например, при повышении температуры в зоне отбора сверхвязкой нефти, т.е. напротив фильтра 6 нижней добывающей двухустьевой скважины 2, до 40°С-50°С и снижении вязкости сверхвязкой нефти до величины, обеспечивающей разжижение битума в камере растворителе при последующей закачке углеводородного растворителя, например, до величины µ=150 МПа·с, отключают парогенераторную установку 21 и прекращают циркуляцию пара.When the temperature rises to a value that corresponds to the viscosity of super-viscous oil in the
Изменение значения вязкости (µ, МПа·с) сверхвязкой нефти при нагревании или остывании, т.е. в зависимости от температуры (t, °C), определяется опытным путем до реализации способа в лабораторных условиях.Change in viscosity (µ, MPa · s) of super-viscous oil upon heating or cooling, i.e. depending on the temperature (t, ° C), it is determined empirically before the implementation of the method in laboratory conditions.
Интервал температуры и, соответственно, величину вязкости сверхвязкой нефти подбирают исходя из типа углеводородного растворителя, поскольку различные углеводородные растворители имеют определенный диапазон растворения сверхвязкой нефти в зависимости от величины их вязкости.The temperature range and, accordingly, the viscosity of super-viscous oil are selected based on the type of hydrocarbon solvent, since various hydrocarbon solvents have a certain dissolution range of super-viscous oil depending on their viscosity.
Открывают отверстия 5' (см. фиг.5) фильтра 5 горизонтального участка 3 верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1 путем совмещения их с отверстиями 9 и 9' (см. фиг.2, 4 и 5) соответствующих хвостовиков 8 и 8' (см. фиг.2). Совмещение производят любым известным способом, например вращением посредством механического ключа с обоих устьев верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1 технологических колонн труб 10 и 10' (см. фиг.2), жестко соединенных с соответствующими хвостовиками 8 и 8' (см. фиг.5). В результате вращения технологических колонн труб совместно с хвостовиками на угол 90° происходит совмещение отверстий 9 (см. фиг.5) и 9' (см. фиг.2) хвостовиков 8 и 8' и отверстий 5' (см. фиг.5) фильтра 5. В итоге зоны прогрева L1 и L2 гидравлически сообщались с пластом 7.Open the holes 5 '(see Fig. 5) of the
Закрывают вентили 14, 15, 19 и 20 и открывают вентили 24 и 25. После чего насосным агрегатом 26 любой известной конструкции, например, цементировочным агрегатом марки ЦА-320, через гидравлические линии 22 и 23 с соответствующими вентилями 24 и 25 производят закачку углеводородного растворителя по межколонным пространствам 16 и 16' верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1 и отверстиям 5' фильтра 5 в пласт 7 с образованием в пласте камеры растворителя (не показано).The
В качестве углеводородного растворителя применяют, например, Нефрас А-130/150 (ГОСТ 10214-78).Также в качестве углеводородного растворителя может быть применен Нефрас-С 150/200 по ТУ 38.40125-82 или Нефрас-Ар 120/200 по ТУ 38.101809-80. За счет диффузии углеводородного растворителя битум в пласте 7 стекает по границам камеры-растворителя под действием гравитационных сил и через фильтр 6 попадает в горизонтальный участок 4 нижней добывающей двухустьевой скважины 2.For example, Nefras A-130/150 (GOST 10214-78) is used as a hydrocarbon solvent. Nefras-S 150/200 according to TU 38.40125-82 or Nefras-Ar 120/200 according to TU 38.101809 can also be used as a hydrocarbon solvent. -80. Due to the diffusion of the hydrocarbon solvent, bitumen in the
Откуда насосами 111 и 121 (см. фиг.2) по технологическим колоннам труб 11 и 11' соответственно продолжают производить отбор разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти на поверхность. Отбор разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти на поверхность насосами 111 и 112 (см. фиг.2) по технологическим колоннам труб 11 и 11' соответственно продолжают производить постоянно в течение всего процесса реализации предлагаемого способа.From where, by
По мере отбора разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти вследствие прекращения циркуляции пара снижается температура и повышается вязкость сверхвязкой нефти в зоне отбора нижней добывающей двухустьевой скважины 2 по данным термограмм, снятых с термодатчиков, до значения, которое соответствует вязкости сверхвязкой нефти в пласте 7, недостаточной для растворения ее углеводородным растворителем, после чего отключают насосный агрегат 26. Например, при снижении температуры в зоне отбора сверхвязкой нефти, т.е. напротив фильтра 6 нижней добывающей двухустьевой скважины 2, до 20°С-30°С и снижении вязкости сверхвязкой нефти до величины, не обеспечивающей разжижение сверхвязкой нефти в камере растворителе при его закачке в пласт 7, например до величины µ=3000 МПа·с, прекращают закачку углеводородного растворителя в пласт 7 через верхнюю нагнетательную двухустьевую скважину 1.As the heated and liquefied super-viscous oil is withdrawn due to the cessation of steam circulation, the temperature decreases and the viscosity of the super-viscous oil in the extraction zone of the lower producing double-
Далее закрывают отверстия 5' (см. фиг.5) фильтра 5 горизонтального участка 3 верхней нагнетательной двухустьевой скважины 1 путем совмещения их с отверстиями 9 и 9' хвостовиков 8 и 8'. Для этого производят вращение технологических колонн труб 10 и 10' совместно с хвостовиками 8 и 8', при этом происходит герметичное разобщение (см. фиг.4 и 5) отверстий 5' фильтра 5 и с отверстиями 9 и 9' хвостовиков 8 и 8' соответственно. Включают парогенераторную установку 21 (см. фиг.1) и возобновляют циркуляцию теплоносителя в верхней нагнетательной двухустьевой скважине 2, как описано выше. В дальнейшем процесс повторяется.Next, close the holes 5 '(see Fig. 5) of the
Реализация предлагаемого способа позволяет производить разработку месторождения сверхвязкой нефти путем его разогрева без закачки теплоносителя (пара) в пласт, за счет чего исключаются обводненность пласта и отбираемой разогретой сверхвязкой нефти, сокращаются затраты на теплоноситель. Также возможна реализация способа на месторождении битума, представленного пластами толщиной до 5-7 м, при этом за счет чередующегося разогрева при постоянном отборе разогретой сверхвязкой нефти происходит равномерная выработка месторождения сверхвязкой нефти. Кроме того, предлагаемый способ позволяет увеличить коэффициент вытеснения сверхвязкой нефти из пласта за счет чередующегося разогрева сверхвязкой нефти в пласте и его обработки углеводородным растворителем при постоянном отборе разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти, вследствие чего происходит равномерная выработка месторождения сверхвязкой нефти.Implementation of the proposed method allows for the development of a super-viscous oil field by heating it without pumping the coolant (steam) into the reservoir, which eliminates the water cut of the reservoir and the selected heated super-viscous oil, and the coolant costs are reduced. It is also possible to implement the method on a bitumen deposit, represented by layers up to 5-7 m thick, while due to alternating heating with constant selection of heated super-viscous oil, a uniform production of a super-viscous oil field occurs. In addition, the proposed method allows to increase the coefficient of displacement of super-viscous oil from the reservoir due to the alternate heating of the super-viscous oil in the reservoir and its treatment with a hydrocarbon solvent with the constant selection of heated and liquefied super-viscous oil, which results in uniform production of a super-viscous oil field.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013114342/03A RU2527984C1 (en) | 2013-03-29 | 2013-03-29 | Development method of ultraviscous oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013114342/03A RU2527984C1 (en) | 2013-03-29 | 2013-03-29 | Development method of ultraviscous oil deposit |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2527984C1 true RU2527984C1 (en) | 2014-09-10 |
Family
ID=51540201
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013114342/03A RU2527984C1 (en) | 2013-03-29 | 2013-03-29 | Development method of ultraviscous oil deposit |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2527984C1 (en) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2582256C1 (en) * | 2015-03-23 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil or bitumen |
RU2597039C1 (en) * | 2015-07-13 | 2016-09-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение "Национальный исследовательский центр "Курчатовский институт" | Method of heavy oil deposit development |
CN109468914A (en) * | 2018-11-14 | 2019-03-15 | 重庆工程职业技术学院 | Cold regeneration facility of road asphalt material |
CN112065345A (en) * | 2019-06-11 | 2020-12-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | Oil well induced flow system and induced flow process |
CN115807652A (en) * | 2022-12-13 | 2023-03-17 | 西南石油大学 | Stratum eddy current heating thickened oil recovery system |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
RU2410534C1 (en) * | 2009-12-14 | 2011-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit by using two-head horizontal wells |
RU2431745C1 (en) * | 2010-04-20 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of two well head horizontal wells |
RU2461705C1 (en) * | 2011-04-05 | 2012-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" (ГОУ ВПО БашГУ) | Method for development of high-viscous oil deposit at thermal effect |
RU2468194C1 (en) * | 2011-06-01 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections |
-
2013
- 2013-03-29 RU RU2013114342/03A patent/RU2527984C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
RU2410534C1 (en) * | 2009-12-14 | 2011-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit by using two-head horizontal wells |
RU2431745C1 (en) * | 2010-04-20 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of two well head horizontal wells |
RU2461705C1 (en) * | 2011-04-05 | 2012-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" (ГОУ ВПО БашГУ) | Method for development of high-viscous oil deposit at thermal effect |
RU2468194C1 (en) * | 2011-06-01 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2582256C1 (en) * | 2015-03-23 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil or bitumen |
RU2597039C1 (en) * | 2015-07-13 | 2016-09-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение "Национальный исследовательский центр "Курчатовский институт" | Method of heavy oil deposit development |
CN109468914A (en) * | 2018-11-14 | 2019-03-15 | 重庆工程职业技术学院 | Cold regeneration facility of road asphalt material |
CN112065345A (en) * | 2019-06-11 | 2020-12-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | Oil well induced flow system and induced flow process |
CN115807652A (en) * | 2022-12-13 | 2023-03-17 | 西南石油大学 | Stratum eddy current heating thickened oil recovery system |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
RU2340768C2 (en) | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells | |
RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
RU2527984C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
RU2442883C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil reserves | |
RU2407884C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
RU2410534C1 (en) | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit by using two-head horizontal wells | |
CN109356560B (en) | In-situ mining method and in-situ mining well pattern | |
RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
RU2582256C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil or bitumen | |
CA2928278A1 (en) | Sw-sagd with between heel and toe injection | |
RU2412342C1 (en) | Procedure for development of deposit of heavy oil or bitumen with control of pumping heat carrier into well | |
RU2555713C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
RU2468194C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections | |
RU2515662C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
RU2435948C1 (en) | Procedure for development of high viscous and heavy oil deposit by thermal treatment | |
RU2413068C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
RU2526047C1 (en) | Development of extra-heavy crude oil | |
RU2678738C1 (en) | Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method | |
RU2412343C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production | |
RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
RU2495237C1 (en) | Method of bitumen deposit development | |
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 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150330 |