RU2527984C1 - Development method of ultraviscous oil deposit - Google Patents

Development method of ultraviscous oil deposit Download PDF

Info

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
Application number
RU2013114342/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Илфат Нагимович Файзуллин
Марат Ахметзиевич Сайфутдинов
Рашит Газнавиевич Рамазанов
Рим Салихович Губаев
Фарид Баширович Сулейманов
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2013114342/03A priority Critical patent/RU2527984C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2527984C1 publication Critical patent/RU2527984C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: development method of ultraviscous oil deposit includes construction of double-mouth upper injector and lower producer with horizontal sections, which are equipped with strainers having stacked openings. The strainer of the injector horizontal section is divided into two heating areas. Inside the strainer, opposite each heating area, liners with holes are installed, which are run in at ends of pipe strings from mouths of the injector. The liners are fixed rigidly to the respective pipe strings with possibility of hermetic closing or opening of the openings in the injector horizontal section. At the surface inner space of the pipe strings inside the injector are bundled by a pipeline with valves, while tubing-casing annulus of the injector is bundled by suction and discharges pipelines equipped with valves and a steam-generating plant. The pumping unit is bundled by hydraulic lines to tubing-casing annulus of the injector. At closed openings of the strainer at the injector horizontal unit heating of the cross-borehole stratum area is made, viscosity of ultraviscous oil is reduced in the stratum by closed circulation of heat carrier through tubing-casing annulus and inner space of the upper and lower double-mouth wells by the steam-generating plant without injection of the heat carrier to the stratum and heated ultraviscous oil is extracted from the producer. In process of closed circulation of the heat carrier through the injector, when temperature in the extraction area of the producer rises up to the value corresponding to viscosity of ultraviscous oil in the stratum sufficient for its solving by a hydrocarbon solvent the steam-generating plant is switched off and circulation of the heat carrier is stopped. Openings in the strainer of the injector horizontal section are opened by means of their matching to the holes in the liners. Hydrocarbon solvent is pumped by the pumping unit through tubing-casing annulus and strainer to the stratum thus forming a chamber with the solvent in the stratum where heated ultraviscous oil is liquefied. At that heated and liquefied ultraviscous oil is being extracted from the producer. As heated and liquefied ultraviscous oil is extracted, in result of stoppage of steam circulation temperature decreases and viscosity of oil increases in the extraction area up to the value corresponding to viscosity of ultraviscous oil in the stratum insufficient for its solving by hydrocarbon solvent. Thereafter the pumping unit is switched off and openings are closed in the upper double-mount injector by means of their disconnection with liners holes. The steam-generating plant is switched on and circulation of the heat carrier is resumed in the upper double-mouth injector. Further the process is repeated.EFFECT: excluding water flooding of the stratum and water cut of the extracted oil, potential use of the method at bitumen deposits with thickness of layers up to 5-7 m, even development of the deposit, increasing oil recovery factor.5 dwg

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-wellbore 1 is carried out (see Fig. 1), then, for example, at a distance of 4 m, the construction of the lower producing double-well 2 with horizontal sections 3 and 4 is carried out. The horizontal sections 3 and 4 of the double-well wells 1 and 2 are equipped with filters 5 and 6 with openings 5 'and 6', respectively, located one above the other and opening the formation 7 with super-viscous oil. Filters 5 of the upper injection double-well wells 1 and 2 are divided into two heating zones: L 1 and L 2 , for example, each injection zone with a length of 150 m.

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 filter 5, opposite each of the heating zones L 1 and L 2 , shanks 8 and 8 'are plugged at the ends with holes 9 and 9' (see Figs. 2, 4 and 5), respectively. The muffled shanks 8 and 8 ′ (see FIG. 1) are lowered at the ends of the process columns of pipes 10 and 10 ′, respectively, from both mouths of the upper injection double-well bore 1. The technological columns of pipes 11 and lower from the two production mouths are lowered into two lower well-holes 2. 11 ', which are equipped with pumps 11 1 and 11 2 during descent, respectively.

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 shanks 8 and 8 'in the upper injection double-well borehole 1 are facing each other, while the shanks 8 and 8' themselves are rigidly connected to the corresponding process columns of the pipes 10 and 10 '(see Fig. 3) with the possibility of tight closing or opening holes 5 '(see figure 4 and 5), made in the filter 5 of the horizontal section 3 (see figure 1) of the upper injection double-wellbore 1.

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 filter 5 are made, for example, in the form of through horizontal grooves at an angle of 180 ° to each other around the circumference, while the holes 5' of the filter 5 are upper (see Fig. 1) wells 1 in the initial position are closed (see figure 4), the corresponding shanks 8 and 8 '(see figure 1). Each of the shanks 8 and 8 'is equipped with holes 9 and 9' (see Fig. 4 and 5), respectively. The holes 9 and 9 '(see FIGS. 2 and 4) in the shanks 8 and 8' are also made, for example, in the form of through horizontal grooves at an angle of 180 ° to each other around the circumference.

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 internal spaces 12 and 12 'of the process columns of the pipes 10 and 10' of the upper injection double-well bore 1 are tied together by a pipe 13 with valves 14 and 15, and the intercolumn spaces 16 and 16 'of the upper double-well-bore 1 are tied to the surface with a suction 17 and 18 injection pipelines equipped with valves 19 and 20, respectively, with a steam generating installation 21. Hydraulic lines 22 and 23 with the corresponding valves 24 and 25 tie the pump unit 26 with annular spaces 16 and 16 'of the upper injection double-well bore 1. With the closed holes 5' of the filter 5 of the horizontal section 3 of the upper injection double-well bore 1, the inter-well zone 27 of the formation 7 is heated.

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 reservoir 7 is reduced by closed circulation of the coolant (for example, water vapor heated to a temperature of 230-250 ° C, then steam) along the intercolumn 16 and 16 'and the inner 12 and 12' spaces of the process columns of the pipes 10 and 10 'of the upper discharge two wellhead 1. This happens as follows.

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 open valves 14, 15, 19 and 20 and closed valves 24 and 25, the steam pumped by the steam generator 21 enters the annular space 16 'of the upper double-wellhead 1 through the injection line 18, and from there it enters the inner space 14' of the pipe production string 10 'and through the pipe 13 it enters the inner space 14 of the process string of pipes 10, then the steam enters the annular space 16 of the upper injection double-well 2 and then through the suction pipe 17 the steam arrives back into the steam unit 21. Thus, one cycle is performed couple closed circulation.

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 steam generator 21 in the process of closed circulation maintains the temperature of the steam 230-250 ° C. The heating of the borehole zone 27 of the formation 7 occurs due to heat transfer directly from the walls of the upper injection double-wellbore 1, as well as through the filter 5 to the formation 7, which leads to the heating of the formation 7 in the borehole 27 and in the selection zone, i.e. opposite the filter 6 of the lower producing double wellhead, while the vapor (coolant) does not get into the reservoir 7, as a result of which undesirable consequences are eliminated, namely: the formation of condensate, the breakthrough of the coolant in the trunk during the selection of heated super-viscous oil and, as a result, an increase in the water content of the selected heated super-viscous oil, as well as water-proofing works, in this case, heated bitumen is selected from the lower producing double-well well using pumps 11 1 and 11 2 according to the appropriate process nam pipes 11 and 11 '.

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-well borehole 1 during the implementation of the method in the interval of rigid connection of the shanks 8 and 8 '(see Figs. 1 and 2) with the corresponding process columns of pipes 10 and 10', process holes 28 are made (see figure 3).

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 formation 7 and the injection pressure does not depend on the permeability of the formation deposits of super-viscous oil, as well as reducing the cost of the coolant due to the closed circulation of steam without injecting steam into the reservoir.

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-wellhead 1, the temperature rises in the selection zone of the lower producing double-wellhead, which is monitored according to thermograms taken from thermal sensors (not shown) installed in horizontal section 4 (see Figs. 1 and 2) of the lower producing double-well wells 2 opposite each of the selection zones, i.e. filter 6.

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 reservoir 7, sufficient to dissolve it with a hydrocarbon solvent according to thermograms, the steam generator 21 is turned off and the coolant is stopped circulating. For example, when the temperature rises in the selection zone of super-viscous oil, i.e. opposite to the filter 6 of the lower producing two-wellhead 2, to 40 ° С-50 ° С and reducing the viscosity of super-viscous oil to a value that ensures liquefaction of bitumen in the solvent chamber during subsequent injection of the hydrocarbon solvent, for example, to a value of μ = 150 MPa · s, the steam generator is turned off installation 21 and stop the circulation of steam.

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 filter 5 of the horizontal section 3 of the upper injection double-well bore 1 by combining them with the holes 9 and 9' (see Figs. 2, 4 and 5) of the corresponding shanks 8 and 8 '(see figure 2). The combination is made by any known method, for example, by rotating by means of a mechanical wrench from both mouths of the upper injection double-well bore 1 of the process columns of pipes 10 and 10 '(see Fig. 2), rigidly connected to the corresponding shanks 8 and 8' (see Fig. 5) . As a result of the rotation of the technological pipe columns together with the shanks through an angle of 90 °, the holes 9 (see Fig. 5) and 9 '(see Fig. 2) of the shanks 8 and 8' and the holes 5 '(see Fig. 5) are combined filter 5. As a result, the heating zone L 1 and L 2 hydraulically communicated with the reservoir 7.

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 valves 14, 15, 19 and 20 are closed and the valves 24 and 25 are opened. After that, a pumping unit 26 of any known design, for example, a cementing unit of the CA-320 brand, injects hydrocarbon solvent through hydraulic lines 22 and 23 with the corresponding valves 24 and 25 along the annular spaces 16 and 16 'of the upper injection double-mouth well 1 and the openings 5' of the filter 5 into the formation 7 with the formation of a solvent chamber (not shown) in the formation.

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 reservoir 7 flows along the boundaries of the solvent chamber under the influence of gravitational forces and through the filter 6 it enters the horizontal section 4 of the lower producing double-well 2.

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 pumps 11 1 and 12 1 (see FIG. 2), the process columns of pipes 11 and 11 'respectively continue to select heated and liquefied super-viscous oil to the surface. The selection of heated and liquefied super-viscous oil to the surface by pumps 11 1 and 11 2 (see FIG. 2) by process columns of pipes 11 and 11 ', respectively, continues to be performed continuously throughout the entire process of implementing the proposed method.

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-well 2 increases according to thermograms taken from temperature sensors to a value that corresponds to the viscosity of the super-viscous oil in the reservoir 7, which is insufficient for dissolution its hydrocarbon solvent, after which the pump unit 26 is turned off. For example, when the temperature in the selection zone of super-viscous oil decreases, i.e. opposite to the filter 6 of the lower producing double mouth well 2, to 20 ° С-30 ° С and reducing the viscosity of super-viscous oil to a value that does not dilute the super-viscous oil in the solvent chamber when it is injected into the reservoir 7, for example, to a value of µ = 3000 MPa · s, stop the injection of hydrocarbon solvent into the reservoir 7 through the upper injection double-wellbore 1.

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 filter 5 of the horizontal section 3 of the upper injection double-well borehole 1 by combining them with the holes 9 and 9' of the shanks 8 and 8 '. For this, the technological columns of the pipes 10 and 10 'are rotated together with the shanks 8 and 8', and there is a hermetic separation (see Figs. 4 and 5) of the holes 5 'of the filter 5 and with the holes 9 and 9' of the shanks 8 and 8 ' respectively. Turn on the steam generator 21 (see figure 1) and resume circulation of the coolant in the upper injection double-well 2, as described above. In the future, the process is repeated.

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)

Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти, включающий 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, отличающийся тем, 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. A method for developing a super-viscous oil field, including the construction of an upper injection and a lower production well equipped with filters with openings located one above the other, descent of technological pipe columns with pumps for selecting heated super-viscous oil, heating the formation by pumping coolant into the injection well, and heating the inter-well zone of the formation, reduction in viscosity of super-viscous oil, analysis of the reservoir condition for uniform heating and the implementation of uniform heating of the reservoir, characterized in that then the upper injection and lower production wells are double-mouth with horizontal sections, and the filter of the horizontal section of the upper double-well 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 of the pipe process columns with the mouth of the injection double-wellbore, and the shanks are rigidly connected to the corresponding technological pipe columns with the possibility of pressurization the closure or opening of the filter openings of the horizontal section of the upper injection double well, the internal spaces of the process columns of the pipes of the upper injection double well are tied together with valves to each other, and also the annular spaces of the upper two-well wells are connected with suction and discharge pipelines equipped with valves with steam generator, also hydraulic lines with obv obv valves They call the pump unit with the annular spaces of the upper injection double-wellhead, with the horizontal filter sections of the upper section of the upper double-wellhead closed, 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 annular and internal spaces of the upper and lower double-well wells by means of the coolant is injected into the reservoir and select the heated super-viscous oil and from the lower producing double mouth well, in the process of closed circulation of the coolant along the upper injection double well, when the temperature in the selection zone of the lower producing double mouth well, according to thermograms taken from temperature sensors, reaches a value corresponding to the viscosity of super-viscous oil in the formation sufficient to dissolve it with a hydrocarbon solvent , turn off the steam generator and stop the circulation of the coolant, open the filter holes of the horizontal section of the upper discharge of a dual wellhead by combining them with the holes of the shanks, a pumping unit injects a hydrocarbon solvent through annular spaces and a filter into the formation with the formation of a solvent chamber in the reservoir, and in the solvent chamber, the heated super-viscous oil is liquefied, while the heated and liquefied super-viscous oil is continued to be extracted from lower production double-wellbore, and as the heated and liquefied super-viscous oil is withdrawn due to the cessation of 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 openings of the upper filter are closed double-well injection wells by separating them with the holes of the shanks, include a steam generator and resume circulation of the coolant in upper injection double-well, in the future the process is repeated.
RU2013114342/03A 2013-03-29 2013-03-29 Development method of ultraviscous oil deposit RU2527984C1 (en)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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