RU2550635C1 - Development method for high-viscosity oil or bitumen field - Google Patents
Development method for high-viscosity oil or bitumen field Download PDFInfo
- Publication number
- RU2550635C1 RU2550635C1 RU2014116383/03A RU2014116383A RU2550635C1 RU 2550635 C1 RU2550635 C1 RU 2550635C1 RU 2014116383/03 A RU2014116383/03 A RU 2014116383/03A RU 2014116383 A RU2014116383 A RU 2014116383A RU 2550635 C1 RU2550635 C1 RU 2550635C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- injection
- viscosity
- oil
- reservoir
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Предлагаемый способ относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки залежи высоковязкой нефти при циклическом воздействии пара и углеводородного растворителя на пласт через нагнетательные горизонтальные скважины.The proposed method relates to the oil industry, in particular to the field of development of high-viscosity oil deposits under the cyclic effects of steam and hydrocarbon solvent on the formation through horizontal injection wells.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2379494, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.01.2010, Бюл. 2), согласно которому используют пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин. Горизонтальные участки этих скважин размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта. Скважины оснащают колонной насосно-компрессорных труб, что позволяет вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину и контроль технологических параметров пласта и скважины. Окончания колонн насосно-компрессорных труб располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин. Прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти. Закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта, создают паровую камеру. Увеличивают размеры паровой камеры, в процессе отбора продукции периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды. Анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры. 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.A known method for the development of deposits of high viscosity oil (patent RU No. 2379494, IPC ЕВВ 43/24, published on January 20, 2010, Bull. 2), according to which pairs of horizontal injection and production wells are used. The horizontal sections of these wells are placed parallel to one another in the vertical plane of the reservoir. Wells are equipped with a tubing string, which allows simultaneous injection of heat carrier and product selection, injection of heat carrier, heating of the reservoir with the creation of a steam chamber, selection of products through the production well and control of the technological parameters of the formation and well. The ends of the columns of tubing are located at opposite ends of a conventionally horizontal section of wells. Warming up the productive formation begins with steam injection into both wells, heats the inter-well zone of the formation, and lowers the viscosity of high-viscosity oil. By pumping a heat carrier propagating to the upper part of the reservoir, a steam chamber is created. The size of the steam chamber is increased, in the process of product selection periodically, 2-3 times a week, the mineralization of the water taken along the way is determined. The effect of changes in the mineralization of the water taken along the way on the uniformity of heating the steam chamber is analyzed. Taking into account the changes in the mineralization of the water taken along the way, the steam chamber is uniformly heated by adjusting the coolant injection mode or selecting production wells to achieve a stable mineralization value of the water taken along the way.
Способ недостаточно эффективен при разработке залежи высоковязкой нефти, так как в процессе закачки пара в пласт не проводится контроль за изменением вязкости продукции в пласте, поэтому отсутствуют сведения о количестве осаждаемых в пласте фракций нефти с высокой температурой кипения и высокой вязкостью. В результате происходит нерациональный расход теплоносителя и не достигаются запланированные уровни отбора высоковязкой нефти.The method is not effective enough when developing a reservoir of high-viscosity oil, since during the injection of steam into the formation there is no control over the change in the viscosity of the product in the formation, therefore there is no information on the amount of oil fractions deposited in the formation with a high boiling point and high viscosity. As a result, irrational coolant flow occurs and the planned levels of high-viscosity oil withdrawal are not achieved.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей (патент RU №2387818, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.04.2010, Бюл. №12), включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции. Согласно изобретению в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол. Совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель.The closest in technical essence is the method of developing deposits of heavy and ultra-viscous oils (patent RU No. 2387818, IPC ЕВВ 43/24, published on 04/27/2010, Bull. No. 12), which includes injecting steam into the formation, heating the formation with the creation of a steam chamber, joint injection of steam and hydrocarbon solvent and product selection. According to the invention, a mixture of hydrocarbons of the limiting aliphatic and aromatic series, the main component of which is benzene, is used as a hydrocarbon solvent. The combined injection of steam and a hydrocarbon solvent is carried out after reaching a temperature in the steam chamber of not less than the phase transition temperature of the mixture of steam and hydrocarbon solvent with maintaining the temperature in the steam chamber not lower than the temperature of the phase transition of the steam-hydrocarbon solvent mixture.
Недостатком способа является то, что закачиваемые объемы пара и углеводородного растворителя в пласт проводятся без учета их влияния на изменение вязкости продукции в пласте. Не проводится контроль за изменением фракционного состава нефти в процессе закачки пара и углеводородного растворителя, отсутствуют данные о количестве осаждаемых в пласте фракций нефти с высокими температурами кипения и соответственно высокой вязкостью. В результате происходит нерациональный расход пара и дорогостоящего углеводородного растворителя, не достигаются запланированные уровни отбора высоковязкой нефти.The disadvantage of this method is that the injected volumes of steam and hydrocarbon solvent into the formation are carried out without taking into account their influence on the change in the viscosity of the products in the formation. There is no control over the change in the fractional composition of oil during the injection of steam and hydrocarbon solvent; there is no data on the amount of oil fractions deposited in the formation with high boiling points and correspondingly high viscosities. As a result, there is an irrational consumption of steam and an expensive hydrocarbon solvent, and the planned levels of selection of high-viscosity oil are not achieved.
Техническими задачами предлагаемого способа являются увеличение уровня добычи высоковязкой нефти или битума и снижение материальных затрат и экономии энергоресурсов в результате постоянного контроля за изменением вязкости добываемой продукции, позволяющего регулировать объемы закачки в пласт пара и попутного газа, которые повышают охват выработкой запасов высоковязкой нефти или битума.The technical objectives of the proposed method are to increase the production of highly viscous oil or bitumen and reduce material costs and energy savings as a result of constant monitoring of changes in the viscosity of produced products, which allows to control the injection volumes of steam and associated gas into the reservoir, which increase the coverage of high-viscosity oil or bitumen reserves.
Технические задачи решаются способом разработки высоковязкой нефти или битума, включающим строительство двух горизонтальных скважин, расположенных одна над другой, закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, закачку пара и углеводородного растворителя в нагнетательную горизонтальную скважину и отбор продукции из добывающей горизонтальной скважины.Technical problems are solved by the method of developing highly viscous oil or bitumen, including the construction of two horizontal wells located one above the other, injection of steam into the formation, heating of the formation with the creation of a steam chamber, injection of steam and hydrocarbon solvent into the injection horizontal well and selection of products from the producing horizontal well.
Новым является то, что в качестве углеводородного растворителя применяют попутный газ, а закачку пара и попутного газа ведут циклически и последовательно, пар закачивают в пласт до увеличения вязкости отбираемой продукции в 3-5 раз по сравнению с начальной вязкостью в начале цикла, начинают закачивать попутный газ с отбором продукции до снижения температуры отбираемой продукции на 10-25%, после чего циклы закачки пара и попутного газа с отбором продукции повторяют.What is new is that associated gas is used as a hydrocarbon solvent, and steam and associated gas are injected cyclically and sequentially, steam is injected into the formation until the viscosity of the selected product is increased by 3-5 times compared with the initial viscosity at the beginning of the cycle, and associated gas is injected gas with the selection of products to reduce the temperature of the selected products by 10-25%, after which the cycles of injection of steam and associated gas with selection of products are repeated.
На чертеже изображена схема осуществления предлагаемого способа разработки залежи высоковязкой нефти или битума.The drawing shows a diagram of the implementation of the proposed method for the development of deposits of highly viscous oil or bitumen.
Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.The inventive method is carried out in the following sequence.
Залежь 1, состоящую из одного и более пластов, разбуривают скважинами по редкой сетке. Уточняют геологическое строение залежи 1. Определяют проницаемость, пористость пласта, вязкость высоковязкой нефти или битума.Deposit 1, consisting of one or more layers, is drilled with wells on a rare grid. Clarify the geological structure of reservoir 1. Determine the permeability, formation porosity, viscosity of high viscosity oil or bitumen.
Проводят гидродинамические исследования с определением пластового давления, температуры. Выбирают участок с нефтенасыщенными толщинами h более 15 м. Бурят нагнетательную горизонтальную скважину 2. Ниже в пласте бурят добывающую горизонтальную скважину 3.Conduct hydrodynamic studies with the definition of reservoir pressure, temperature. A site with oil-saturated thicknesses h greater than 15 m is selected. A horizontal injection well 2 is drilled. A horizontal production well 3 is drilled below in the formation.
Горизонтальные скважины 2, 3 размещают одну над другой в одной вертикальной плоскости на расстоянии l=5-7 м, что предотвращает преждевременный прорыв конденсата к добывающей горизонтальной скважине 3. Спускают насосно-компрессорные трубы с центраторами, с фильтром (на чертеже не показаны) в интервале продуктивного пласта.Horizontal wells 2, 3 are placed one above the other in the same vertical plane at a distance l = 5-7 m, which prevents premature breakthrough of condensate to the producing horizontal well 3. Lower the tubing with centralizers, with a filter (not shown) in reservoir interval.
Добывающую горизонтальную скважину 3 проводят в наиболее проницаемом прослое, причем она располагается выше подошвы пласта 4 высоковязкой нефти или битума на расстоянии 3-4 м, а водонефтяного контакта (ВНК) - на расстоянии а≥6-7 м, увеличивающем безводный период эксплуатации скважины.The producing horizontal well 3 is carried out in the most permeable interlayer, and it is located above the bottom of the formation 4 of highly viscous oil or bitumen at a distance of 3-4 m, and the oil-water contact (WOC) - at a distance of a≥6-7 m, which increases the anhydrous period of operation of the well.
Уменьшение расстояния до ВНК приведет к прорыву подошвенной воды к горизонтальному стволу добывающей скважины 3 в результате резкого различия вязкостей высоковязкой нефти или битума и пластовой воды.Reducing the distance to the oil-water supply will lead to a breakthrough of bottom water to the horizontal wellbore of the producing well 3 as a result of a sharp difference in the viscosities of high-viscosity oil or bitumen and produced water.
Согласно налоговому кодексу РФ, с введением дифференцированного налогообложения на добычу полезных ископаемых (НДПИ), принята следующая классификация нефти: к высоковязкой (тяжелой) нефти относится нефть, вязкость которой в пластовых условиях составляет 200-10000 мПа·с, к сверхвысоковязкой (битуму) - нефть с вязкостью в пластовых условиях свыше 10000 мПа·с.According to the tax code of the Russian Federation, with the introduction of differentiated taxation on mineral extraction (MET), the following classification of oil is adopted: high viscosity (heavy) oil refers to oil, whose viscosity under reservoir conditions is 200-10000 MPa · s, to ultrahigh viscosity (bitumen) - oil with a viscosity in reservoir conditions of more than 10,000 MPa · s.
Высокая вязкость нефти или битума обуславливает применение скважинных тепловых методов разработки залежи с дополнительной закачкой растворителей, которые представляют собой индивидуальные химические соединения или смеси, способные растворять различные вещества, т.е. образовывать с ними однородные системы переменного состава, состоящие из двух или большего числа компонентов. При воздействии на высоковязкую нефть или битум растворителем в виде попутного газа происходит полное их смешение с растворителем, в результате чего вязкость снижается.The high viscosity of oil or bitumen causes the use of downhole thermal methods for developing deposits with an additional injection of solvents, which are individual chemical compounds or mixtures capable of dissolving various substances, i.e. form homogeneous systems of variable composition with them, consisting of two or more components. When exposed to a highly viscous oil or bitumen with a solvent in the form of associated gas, they are completely mixed with the solvent, as a result of which the viscosity decreases.
Механизм вытеснения высоковязкой нефти или битума паром заключается в распространении зоны воздействия пара по пласту при увеличении пластового давления. Нагнетаемый пар стремится в верхнюю часть пласта. На границе паровой камеры при передаче тепла образуется конденсат, а прогретая высоковязкая нефть или битум вытесняются под действием сил гравитации к нижней добывающей горизонтальной скважине 3.The mechanism of displacement of highly viscous oil or bitumen by steam is the spread of the steam exposure zone through the reservoir with increasing reservoir pressure. The injected steam tends to the upper part of the reservoir. Condensation forms at the boundary of the steam chamber during heat transfer, and heated high-viscosity oil or bitumen is displaced by gravity to the lower producing horizontal well 3.
Закачка пара производится в нагнетательную горизонтальную скважину 2 циклически с одновременным отбором продукции из добывающей горизонтальной скважины 3 и контролем скорости прогрева пласта. Как в процессе прогрева, так и в процессе эксплуатации проводят наблюдения за температурой в призабойной зоне скважин с помощью специальных датчиков (термопар), опущенных внутрь паронагнетательных труб. Сопоставление температурных наблюдений, замеров дебита, водонефтяного отношения во времени, вязкости высоковязкой нефти или битума, а также зависимости этих параметров от изменения темпа закачки пара позволит подобрать оптимальный режим нагнетания. Режим закачки пара может быть различным, однако давление на забое не должно превышать горного давления, т.е. давления, под которым находится горная порода в пласте. Необходимо иметь в виду, что чем больше расход пара, тем больше отбирается его конденсата из горизонтальной добывающей скважины 3.Steam is injected into the horizontal injection well 2 cyclically with the simultaneous selection of products from the producing horizontal well 3 and controlling the rate of formation heating. Both during heating and during operation, temperature is monitored in the near-wellbore zone of the wells using special sensors (thermocouples) lowered inside the steam injection pipes. A comparison of temperature observations, flow rate measurements, oil-water ratio over time, the viscosity of high-viscosity oil or bitumen, as well as the dependence of these parameters on the change in the rate of steam injection will allow you to choose the optimal injection mode. The steam injection mode can be different, but the pressure at the bottom should not exceed the rock pressure, i.e. pressure under which the rock is in the reservoir. It must be borne in mind that the greater the steam flow rate, the more its condensate is taken from the horizontal production well 3.
Обязательным условием закачки пара является постепенный прогрев нагнетательной горизонтальной скважины 2 и равномерный прогрев обсадной колонны и цементного камня во избежание их растрескивания.A prerequisite for steam injection is the gradual heating of the horizontal injection well 2 and the uniform heating of the casing and cement stone to avoid cracking.
После закачки пара в верхнюю нагнетательную горизонтальную скважину 2, выдержки для термокапиллярной пропитки, добывающая горизонтальная скважина 3 запускается в работу. При повышении температуры пласта до плюс 100°C и выше вязкость высоковязкой нефти или битума резко снижается, увеличиваются фазовые проницаемости пород, слагающих пласт. Отбор продукции из пласта возрастает. Чем выше неоднородность высоковязкой нефти или битума, тем медленнее происходит снижение вязкости. Фракционный состав нефти показывает содержание в ней различных составляющих, имеющих различную температуру кипения. В пласте в первую очередь происходит снижение вязкости легких фракций с относительно низкой температурой кипения (100°C и выше) и их отбор. В процессе дальнейшей закачки пара увеличивается площадь охвата выработкой запасов высоковязкой нефти или битума, что приводит к потере тепла в пласте и росту вязкости продукции. Доля легких фракций уменьшается, возрастает доля фракций с высокой вязкостью и температурой кипения. Высоковязкая нефть осаждается в пласте, в результате снижается проницаемость пласта и, как следствие, дебиты нефти.After injecting steam into the upper horizontal injection well 2, extracts for thermocapillary impregnation, the producing horizontal well 3 is put into operation. As the temperature of the formation increases to plus 100 ° C and higher, the viscosity of highly viscous oil or bitumen decreases sharply, and the phase permeability of the rocks composing the formation increases. The selection of products from the reservoir is increasing. The higher the heterogeneity of highly viscous oil or bitumen, the slower the decrease in viscosity. The fractional composition of oil shows the content in it of various components having different boiling points. In the reservoir, first of all, there is a decrease in the viscosity of light fractions with a relatively low boiling point (100 ° C and above) and their selection. In the process of further steam injection, the area covered by the development of reserves of high-viscosity oil or bitumen increases, which leads to heat loss in the reservoir and an increase in the viscosity of the product. The fraction of light fractions decreases, the fraction of fractions with high viscosity and boiling point increases. High-viscosity oil is deposited in the reservoir, as a result, the permeability of the reservoir and, as a result, the oil production rate are reduced.
При увеличении вязкости отбираемой продукции в 3-5 раз по сравнению с начальной вязкостью в начале цикла закачиваемый пар заменяют попутным газом.With an increase in the viscosity of the selected products by 3-5 times compared with the initial viscosity at the beginning of the cycle, the injected steam is replaced with associated gas.
Попутный газ закачивают по межтрубному пространству нагнетательной горизонтальной скважины 2, что не позволяет нагреваться обсадной колонне (на чертеже не показано), но при этом увеличивается температура закачиваемого в пласт газа и повышается запас упругой энергии в пласте, обеспечивающей в дальнейшем приток продукции из пласта в добывающую горизонтальную скважину 3. Повышение давления нагнетания приводит к увеличению охвата вытеснением за счет дополнительных участков пласта. Для того, чтобы избежать неравномерного распространения фронта вытеснения высоковязкой нефти или битума, забойное давление в нагнетательных скважинах 2 не должно превышать давления гидроразрыва пласта.Associated gas is pumped through the annular space of the horizontal injection well 2, which does not allow the casing to heat up (not shown in the drawing), but at the same time the temperature of the gas injected into the formation increases and the supply of elastic energy in the formation increases, which ensures further production flow from the formation to the production horizontal well 3. An increase in injection pressure leads to an increase in displacement coverage due to additional sections of the formation. In order to avoid uneven propagation of the front of the displacement of highly viscous oil or bitumen, the bottomhole pressure in the injection wells 2 should not exceed the hydraulic fracturing pressure.
При этих условиях эксплуатации обеспечивается наименьший расход пара на добычу одной тонны высоковязкой нефти или битума.Under these operating conditions, the lowest steam consumption for the production of one ton of high-viscosity oil or bitumen is ensured.
При снижении температуры отбираемой продукции на 10-25% по сравнению с температурой в начале цикла закачку попутного газа заменяют на закачку пара. Циклы с последовательной закачкой пара и попутного газа в пласт повторяют.When the temperature of the selected products is reduced by 10-25% compared to the temperature at the beginning of the cycle, the injection of associated gas is replaced by the injection of steam. The cycles with sequential injection of steam and associated gas into the reservoir are repeated.
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
Залежь 1 высоковязкой нефти, представленную одним пластом, разбуривают скважинами по редкой сетке. Выбирают участок с эффективными нефтенасыщенными толщинами h=20-25 м. Нижней границей для пласта является водонефтяной контакт (ВНК). Определяют проницаемость пласта, которая равна 0,114 мкм2. Пористость изменяется в интервале от 16,2 до 19,4%. Вязкость нефти составляет в среднем 720 мПа·с.Deposit 1 of high viscosity oil, represented by one layer, is drilled with wells on a rare grid. A site with effective oil-saturated thicknesses h = 20–25 m is selected. The lower boundary for the formation is the oil-water contact (WOC). Determine the permeability of the formation, which is equal to 0.114 μm 2 . Porosity varies from 16.2 to 19.4%. Oil viscosity averages 720 MPa · s.
Бурят одну нагнетательную горизонтальную скважину 2. Ниже в пласте бурят горизонтальную добывающую скважину 3. Горизонтальные стволы скважин 2, 3 размещают в одной вертикальной плоскости. Обсадные колонны устанавливают до продуктивного пласта, цементируют затрубное пространство колонны (на чертеже не показаны) до кровли пласта. Спускают насосно-компрессорные трубы с центраторами, с фильтром (на чертеже не показаны) в интервале пласта. Расстояние l между горизонтальными нагнетательной 2 и добывающей 3 скважинами составляет 5-7 м. Траекторию горизонтальной добывающей скважины 3 располагают выше водонефтяного контакта 4 на 8 м - минимальном расстоянии h, увеличивающем безводный период эксплуатации скважин. Уменьшение расстояния до водонефтяного контакта 4 приведет к прорыву подошвенной воды к стволу добывающей горизонтальной скважины 3 в результате резкого различия вязкостей высоковязкой нефти и пластовой воды. Устанавливают насосно-компрессорные трубы с фильтром в интервале пласта, снабженные центраторами. Закачку пара осуществляют через верхнюю нагнетательную горизонтальную скважину 2 с устья скважины. Периодически определяют объемы нагнетаемого пара и добываемой продукции, обводненность продукции, давление на устье и забое скважин 2, 3.One injection horizontal well is drilled 2. A horizontal production well is drilled below in the formation 3. Horizontal wells 2, 3 are placed in one vertical plane. Casing strings are installed up to the productive formation, the annulus of the column (not shown) is cemented to the top of the formation. The tubing is lowered with centralizers, with a filter (not shown) in the interval of the reservoir. The distance l between the horizontal injection 2 and production 3 wells is 5-7 m. The trajectory of the horizontal production well 3 is located above the oil-water contact 4 by 8 m - the minimum distance h, which increases the anhydrous period of operation of the wells. Reducing the distance to the oil-water contact 4 will lead to a breakthrough of plantar water to the trunk of the producing horizontal well 3 as a result of a sharp difference in the viscosities of high-viscosity oil and produced water. Install tubing with a filter in the interval of the reservoir, equipped with centralizers. Steam is pumped through the upper horizontal injection well 2 from the wellhead. Periodically determine the volumes of injected steam and produced products, water cut, pressure at the mouth and bottom of wells 2, 3.
В нагнетательную горизонтальную скважину 2 закачали 1,7 тыс.т пара и 135 тыс.м3 попутного газа. Закачка пара температурой 180-200°C производилась при давлении на устье 1,2-1,5 МПа циклами, не превышающими 2 сут. Средний темп нагнетания составил 2,6 т/ч или 63 т/сут. Максимальный объем закачки пара, произведенный за цикл, составил 94 т, в среднем - 31,0 т. Обводненность продукции достигла 70,0%. Для снятия теплового напряжения с эксплуатационной колонны нагнетательной горизонтальной скважины 2 и увеличения отбора продукции из добывающей горизонтальной скважины 3 при увеличении вязкости в 3,2 раза до 108,8 мПа·с по сравнению с начальной вязкостью (34,0 мПа·с) в начале цикла закачки пара в пласт, закачку пара заменили на нагнетание попутного газа в межтрубное пространство нагнетательной горизонтальной скважины 2. Через двое суток при снижении температуры в пласте на 16% до 128°C возобновили закачку пара в пласт. Далее циклы повторили.1.7 thousand tons of steam and 135 thousand m 3 of associated gas were pumped into horizontal injection well 2. Steam was injected at a temperature of 180-200 ° C at a pressure at the mouth of 1.2-1.5 MPa in cycles not exceeding 2 days. The average injection rate was 2.6 t / h or 63 t / day. The maximum volume of steam injected per cycle was 94 tons, an average of 31.0 tons. The water cut of the product reached 70.0%. To remove thermal stress from the production casing of the injection horizontal well 2 and to increase the selection of products from the producing horizontal well 3 with an increase in viscosity by 3.2 times to 108.8 MPa · s compared to the initial viscosity (34.0 MPa · s) at the beginning the steam injection cycle, the steam injection was replaced by the injection of associated gas into the annulus of the horizontal injection well 2. After two days, the temperature in the formation was reduced by 16% to 128 ° C and steam injection was resumed. Next, the cycles were repeated.
В результате циклической закачки пара и попутного газа в пласт дебиты высоковязкой нефти возросли с 0,3-0,5 т/сут до 3,1-6,4 т/сут.As a result of the cyclic injection of steam and associated gas into the reservoir, the rates of high-viscosity oil increased from 0.3-0.5 tons / day to 3.1-6.4 tons / day.
При циклической закачке пара и попутного газа в пласт энергозатраты на нагрев пара уменьшаются пропорционально продолжительности цикла. Стоимость углеводородного растворителя (бензола) высокая, сопоставима со стоимостью бензина, поэтому циклическая закачка попутного газа, добываемого вместе с нефтью, в качестве углеводородного растворителя кратно снизит материальные затраты при его использовании.During the cyclic injection of steam and associated gas into the formation, the energy consumption for heating the steam decreases in proportion to the duration of the cycle. The cost of a hydrocarbon solvent (benzene) is high, comparable to the cost of gasoline, so the cyclical injection of associated gas produced with oil as a hydrocarbon solvent will significantly reduce material costs when using it.
Предлагаемый способ позволяет увеличить охват пласта воздействием и добычу высоковязкой нефти или битума в результате постоянного контроля за изменением вязкости добываемой продукции, обеспечивающего возможность регулирования процесса закачки пара и попутного газа, а также позволяет снизить энергозатраты на нагрев пара при его циклическом использовании.The proposed method allows to increase the coverage of the formation by the impact and production of highly viscous oil or bitumen as a result of constant monitoring of changes in the viscosity of the produced products, which makes it possible to control the process of injecting steam and associated gas, and also reduces the energy consumption for heating steam during its cyclic use.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014116383/03A RU2550635C1 (en) | 2014-04-22 | 2014-04-22 | Development method for high-viscosity oil or bitumen field |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014116383/03A RU2550635C1 (en) | 2014-04-22 | 2014-04-22 | Development method for high-viscosity oil or bitumen field |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2550635C1 true RU2550635C1 (en) | 2015-05-10 |
Family
ID=53294047
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014116383/03A RU2550635C1 (en) | 2014-04-22 | 2014-04-22 | Development method for high-viscosity oil or bitumen field |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2550635C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2599994C1 (en) * | 2015-08-28 | 2016-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir |
| RU2625125C1 (en) * | 2016-06-11 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Excavation method of bituminic deposits with gas cap |
| RU2625127C1 (en) * | 2016-06-11 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Excavation method of high viscous oil deposits with gas cap |
| RU2712904C1 (en) * | 2018-12-04 | 2020-01-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of ultraviscous oil deposit with gas cap |
| RU2816142C1 (en) * | 2023-09-08 | 2024-03-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit using paired horizontal wells |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2274742C1 (en) * | 2005-06-07 | 2006-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for high-viscous oil or bitumen field development |
| RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
| RU2387818C1 (en) * | 2009-03-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop low-gravity high-viscosity oils |
| RU2412342C1 (en) * | 2009-10-16 | 2011-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of deposit of heavy oil or bitumen with control of pumping heat carrier into well |
| RU2455475C1 (en) * | 2010-12-03 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of high-viscosity oil fields with strata of small thickness by way of cyclic injection of solvent and steam into single inclined wells |
| RU2455473C2 (en) * | 2010-10-05 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| RU2470149C1 (en) * | 2011-06-07 | 2012-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing deposits of high- and super-high viscosity oil |
-
2014
- 2014-04-22 RU RU2014116383/03A patent/RU2550635C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2274742C1 (en) * | 2005-06-07 | 2006-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for high-viscous oil or bitumen field development |
| RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
| RU2387818C1 (en) * | 2009-03-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop low-gravity high-viscosity oils |
| RU2412342C1 (en) * | 2009-10-16 | 2011-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of deposit of heavy oil or bitumen with control of pumping heat carrier into well |
| RU2455473C2 (en) * | 2010-10-05 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| RU2455475C1 (en) * | 2010-12-03 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of high-viscosity oil fields with strata of small thickness by way of cyclic injection of solvent and steam into single inclined wells |
| RU2470149C1 (en) * | 2011-06-07 | 2012-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing deposits of high- and super-high viscosity oil |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2599994C1 (en) * | 2015-08-28 | 2016-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir |
| RU2625125C1 (en) * | 2016-06-11 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Excavation method of bituminic deposits with gas cap |
| RU2625127C1 (en) * | 2016-06-11 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Excavation method of high viscous oil deposits with gas cap |
| RU2712904C1 (en) * | 2018-12-04 | 2020-01-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of ultraviscous oil deposit with gas cap |
| RU2816142C1 (en) * | 2023-09-08 | 2024-03-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit using paired horizontal wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| RU2455475C1 (en) | Method of development of high-viscosity oil fields with strata of small thickness by way of cyclic injection of solvent and steam into single inclined wells | |
| CA2819664C (en) | Pressure assisted oil recovery | |
| CA2698757C (en) | Application of reservoir conditioning in petroleum reservoirs | |
| RU2555713C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2344280C1 (en) | Method of high-viscosity oils and bitumens pools development by straight-horizontal wells | |
| CA2744767C (en) | Dual mobilizing agents in basal planar gravity drainage | |
| US8770289B2 (en) | Method and system for lifting fluids from a reservoir | |
| CA2744749C (en) | Basal planer gravity drainage | |
| RU2550635C1 (en) | Development method for high-viscosity oil or bitumen field | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2468194C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections | |
| RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
| RU2526047C1 (en) | Development of extra-heavy crude oil | |
| RU2342520C2 (en) | Method of development of hydrocarbon deposits (versions) | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2663530C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2679423C1 (en) | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals | |
| RU2720725C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit | |
| RU2652245C1 (en) | Method for developing the bituminous oil deposit | |
| RU2505668C1 (en) | Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells | |
| RU2623407C1 (en) | Method of bitumen field development | |
| RU2639003C1 (en) | Method for production of high-viscosity oil | |
| RU2599124C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit | |
| RU2563892C1 (en) | Method of development of hydrocarbon fluid deposit |