RU2599118C1

RU2599118C1 - Method for development of high-viscosity oil deposit

Info

Publication number: RU2599118C1
Application number: RU2015146380/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Александр Михайлович Евдокимов; Марат Ахметзиевич Сайфутдинов; Азат Тимерьянович Зарипов
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2015-10-28
Filing date: 2015-10-28
Publication date: 2016-10-10

Abstract

FIELD: oil industry.

SUBSTANCE: invention relates to oil industry and can be used in development of high-viscosity oil. Method employs a well with horizontal shaft and casing string. Horizontal well shaft is located near bottom of productive formation. Said shaft has an ascending end. Ascending end of well is made on height of up to half of productive formation thickness. Angle between axis of ascending end and vertical ranges from 0 to 85°. In ascending end of well are arranged end portion of filter and end of tubing string with a packer. Packer is installed between sections of filter with perforation. Tubing string with a packer used is a string with plugged end face and perforated end. In horizontal well shaft is further lowered a second tubing string with a pump. End of second tubing string is placed near packer. Heat carrier is pumped into formation through tubing string and perforation holes of filter in end part of horizontal shaft. Product is extracted through perforated holes in beginning of horizontal shaft. Supply of product to well head is performed via tubing string with pump.

EFFECT: technical result - increase of the deposit oil recovery factor.

1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity oil.

Известен способ добычи высоковязкой нефти методом одновременной закачки пара и отбора жидкости из одиночной горизонтальной скважины, включающий установку обсадной колонны, цементирование затрубного пространства выше горизонтального участка, в котором выполнена перфорация в оконечной части и в начале горизонтального участка, спуск колонны насосно-компрессорных труб с установкой пакера между перфорированными участками, закачку пара в пласт и отбор жидкости из пласта. Перед спуском колонны насосно-компрессорных труб в скважину спускают техническую колонну до горизонтального участка, в которую спускают колонну насосно-компрессорных труб с насосом, размещаемым в нижней части технической колонны и позволяющим производить через него закачку пара в пласт. Сначала закачку пара в пласт производят по пространству между технической колонной и колонной насосно-компрессорных труб, а также по колонне насосно-компрессорных труб через насос. Суммарный объем закачиваемого пара составляет 5-7 т/м суммарной длины перфорированных участков. После этого продолжают закачку по пространству между технической колонной и колонной насосно-компрессорных труб. Отбор жидкости осуществляют насосом по колонне насосно-компрессорных труб. Снижаются материальные и энергетические затраты, повышается дебит (Патент РФ №2456441, опубл. 20.07.2012).A known method of producing highly viscous oil by simultaneous injection of steam and fluid withdrawal from a single horizontal well, including installing a casing string, cementing the annulus above the horizontal section, in which perforation was performed in the terminal part and at the beginning of the horizontal section, lowering the tubing string with installation the packer between the perforated sections, the injection of steam into the reservoir and the selection of fluid from the reservoir. Before lowering the tubing string into the well, the technical string is lowered to a horizontal section into which the tubing string is lowered with a pump located at the bottom of the technical string and allowing steam to be injected into the formation through it. First, steam is injected into the formation through the space between the technical column and the tubing string, as well as through the tubing string through the pump. The total volume of injected steam is 5-7 t / m of the total length of the perforated sections. After that, the injection is continued in the space between the technical column and the tubing string. The selection of fluid is carried out by the pump along the tubing string. The material and energy costs are reduced, the flow rate is increased (RF Patent No. 2456441, publ. 20.07.2012).

Недостатком известного способа является наличие больших потерь тепла, возникающих при прогреве сначала ближней к вертикальному стволу зоны и только потом дальней зоны отбора жидкостей.The disadvantage of this method is the presence of large heat losses arising from the warming up of the zone closest to the vertical trunk and only then the distant liquid selection zone.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины, заключающийся в том, что в пробуренную скважину устанавливают перфорированную обсадную колонну, цементируют затрубное пространство до горизонтального ствола, устанавливают в обсадную колонну насосно-компрессорные трубы, центрируют их в обсадной колонне с помощью пакера, по насосно-компрессорным трубам подают теплоноситель, а продукт транспортируют по кольцевому межтрубному пространству. Перфорацию обсадной колонны осуществляют по кольцевым образующим в оконечной части за пакером и в начале горизонтального участка непосредственно за зацементированным затрубным пространством, теплоноситель подают в оконечную часть обсадной колонны за пакер, а продукт отбирают через перфорацию обсадной колонны в начале горизонтального участка (патент РФ №2067168, кл. Е21В 43/24, опубл. 27.09.1996 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of thermal displacement of oil from a horizontal well, which consists in installing a perforated casing in a drilled well, cementing the annulus to a horizontal well, installing tubing in the casing, and centering them in the casing the column with the help of a packer, coolant is supplied through the tubing, and the product is transported through the annular annular space. Perforation of the casing is carried out along the annular generators in the end part behind the packer and at the beginning of the horizontal section immediately behind the cemented annulus, the coolant is fed to the end part of the casing behind the packer, and the product is taken through the perforation of the casing at the beginning of the horizontal section (RF patent No. 2067168, CL E21B 43/24, publ. 09/27/1996 - prototype).

Недостатками прототипа является только фонтанный способ подъема жидкости на поверхность по межтрубному пространству и невысокая нефтеотдача залежи, вызванная невозможностью прогрева большой верхней зоны в окончании горизонтального ствола.The disadvantages of the prototype is only a fountain method of lifting fluid to the surface along the annular space and low oil recovery, caused by the inability to heat up a large upper zone at the end of the horizontal trunk.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем снабжение скважины с горизонтальным стволом обсадной колонной, цементирование затрубного пространства выше горизонтального ствола, спуск фильтра с перфорацией в оконечной части и в начале горизонтального участка, спуск колонны насосно-компрессорных труб с пакером, установку пакера между участками фильтра с перфорацией, закачку теплоносителя в пласт через колонну насосно-компрессорных труб и перфорационные отверстия фильтра в оконечной части горизонтального ствола, отбор продукции через перфорационные отверстия в начале горизонтального ствола, согласно изобретению горизонтальный ствол располагают вблизи подошвы продуктивного пласта, горизонтальный ствол скважины выполняют с восходящим концом, восходящий конец скважины выполняют на высоту до половины толщины продуктивного пласта, угол между осью восходящего конца и вертикалью принимают от 0 до 85°, оконечную часть фильтра размещают в восходящем конце, размещают окончание колонны насосно-компрессорных труб с пакером в восходящем конце скважины, в качестве колонны насосно-компрессорных труб с пакером используют колонну с заглушенным торцем и перфорированным окончанием, в горизонтальный ствол скважины дополнительно спускают вторую колонну насосно-компрессорных труб с насосом, конец второй колонны насосно-компрессорных труб размещают вблизи пакера, а подачу продукции к устью скважины осуществляют по колонне насосно-компрессорных труб с насосом.The problem is solved in that in a method for developing a highly viscous oil reservoir, including supplying a well with a horizontal wellbore casing string, cementing the annulus above the horizontal wellbore, lowering the filter with perforation in the terminal part and at the beginning of the horizontal section, lowering the tubing string with a packer, installing a packer between sections of the filter with perforation, pumping coolant into the reservoir through the tubing string and filter perforations in the end of the horizon borehole, product selection through perforations at the beginning of the horizontal wellbore, according to the invention, the horizontal wellbore is located near the bottom of the productive formation, the horizontal wellbore is performed with an upward end, the upward end of the well is performed to a height of half the thickness of the productive formation, the angle between the axis of the upward end and the vertical take from 0 to 85 °, the end of the filter is placed in the ascending end, place the end of the tubing string with a packer in the ascending at the end of the well, a column with a plugged end and a perforated end is used as a tubing string with a packer, a second tubing string with a pump is additionally lowered into the horizontal wellbore, the end of the second tubing string is placed near the packer, and the product supply to the wellhead is carried out along the tubing string with the pump.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

Существующие способы разработки залежи высоковязкой нефти позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти. Однако запасы в краевых зонах скважин остаются невыработанными. В результате нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи высоковязкой нефти за счет выработки запасов в краевых зонах скважины. Задача решается следующим образом.Existing methods for developing a highly viscous oil deposit allow one to select the main oil reserves from the deposit. However, reserves in the marginal zones of the wells remain undeveloped. As a result, the oil recovery of the reservoir remains at a low level. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits of highly viscous oil by developing reserves in the marginal zones of the well. The problem is solved as follows.

При разработке залежи высоковязкой нефти бурят скважину с горизонтальным стволом, расположенным вблизи подошвы продуктивного пласта. На фиг. 1 представлен профиль участка разработки залежи высоковязкой нефти.When developing a highly viscous oil deposit, a well with a horizontal wellbore located near the bottom of the reservoir is drilled. In FIG. 1 shows a profile of a high viscosity oil field development site.

На фиг. 1 приняты следующие обозначения: 1 - горизонтальный ствол скважины, 2 - восходящий конец горизонтального ствола, 3 - перфорированный участок фильтра в начале горизонтального участка, 4 - перфорированный участок фильтра в восходящем стволе, 5 - колонна насосно-компрессорных труб, 6 - окончание колонны насосно-компрессорных труб, 7 - пакер, 8 - колонна насосно-компрессорных труб, 9 - насос. Угол между осью восходящего конца и вертикалью может составлять величину от 0 до 85°.In FIG. 1, the following designations are adopted: 1 - horizontal wellbore, 2 - upward end of the horizontal wellbore, 3 - perforated filter section at the beginning of the horizontal section, 4 - perforated filter section in the upward hole, 5 - tubing string, 6 - end of the tubing string -compressor pipes, 7 - packer, 8 - column tubing, 9 - pump. The angle between the axis of the ascending end and the vertical can be from 0 to 85 °.

Горизонтальный ствол скважины 1 выполняют с восходящим концом 2 на высоту до половины толщины продуктивного пласта. Снабжают скважину с горизонтальным стволом обсадной колонной, цементируют затрубное пространство выше горизонтального ствола. В горизонтальный ствол скважины спускают фильтр, перфорированный в начале горизонтального участка 3 и в оконечной части 4. Оконечную часть фильтра 4 размещают в восходящем конце горизонтального ствола 2. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб 5 с пакером 7. Окончание колонны насосно-компрессорных труб 6 может быть выполнено с заглушенным с торца и перфорированным окончанием. Размещают окончание колонны насосно-компрессорных труб 6 в восходящем конце скважины 2. Пакер 7 размещают в конце горизонтального ствола скважины 1 перед восходящим концом 2 на участке фильтра между участками с перфорацией. В ствол скважины дополнительно спускают вторую колонну насосно-компрессорных труб 8 с насосом 9. Конец второй колонны насосно-компрессорных труб размещают до пакера 7. Проводят закачку теплоносителя (пара) в пласт через колонну насосно-компрессорных труб 5 с пакером 7 и перфорационные отверстия фильтра 4 в восходящей оконечной части горизонтального ствола 2. Отбирают продукцию через перфорационные отверстия фильтра в начале горизонтального ствола 3 и выполняют подачу продукции к устью скважины по колонне насосно-компрессорных труб 8 с насосом 9.The horizontal wellbore 1 is performed with an ascending end 2 to a height of up to half the thickness of the reservoir. Supply the well with a horizontal wellbore to the casing, cement the annulus above the horizontal wellbore. A filter perforated at the beginning of the horizontal section 3 and at the end part 4 is lowered into the horizontal wellbore. The end part of the filter 4 is placed at the ascending end of the horizontal well 2. The tubing string 5 with packer 7 is lowered into the well. The end of the tubing string 6 can be performed with a plugged end and perforated end. Place the end of the tubing string 6 at the upstream end of the well 2. The packer 7 is placed at the end of the horizontal wellbore 1 before the upstream end 2 in the filter section between the perforated sections. A second column of tubing 8 with a pump 9 is additionally lowered into the wellbore. The end of the second tubing string is placed before the packer 7. The coolant (steam) is injected into the formation through the tubing string 5 with packer 7 and the filter perforations 4 in the ascending end part of the horizontal wellbore 2. Products are taken through the perforation holes of the filter at the beginning of the horizontal wellbore 3 and the product is delivered to the wellhead through the tubing string 8 with a pump som 9.

Пример конкретного выполнения. Разрабатывают залежь высоковязкой нефти со следующими характеристиками: глубина 120 метров, пластовая температура 8°С, пластовое давление 0,8 МПа, пористость 34%, проницаемость 1,3 мкм², нефтенасыщенность 70%, толщина продуктивного пласта 12 метров. Коллектор терригенный. Вязкость нефти 18260 мПа*с, плотность нефти 0,960.An example of a specific implementation. A highly viscous oil reservoir is developed with the following characteristics: depth 120 meters, reservoir temperature 8 ° C, reservoir pressure 0.8 MPa, porosity 34%, permeability 1.3 μm ² , oil saturation 70%, thickness of the reservoir 12 meters. The reservoir is terrigenous. Oil viscosity 18260 MPa * s, oil density 0.960.

Бурят скважину на глубину 130 м на 2 м выше водонефтяного контакта. Ствол скважины с дневной поверхности выполняют наклонным диаметром 244,5 мм длиной 250 м до выхода на горизонталь в продуктивном пласте. Осуществляют проводку горизонтального ствола длиной 500 м и диаметром 168 мм, в конце горизонтального ствола бурят восходящий конец на высоту 5 м до средней точки между горизонтальным стволом и кровлей продуктивного пласта с углом между осью восходящего конца и вертикалью, изменяемый от 0 до 85°. Снабжают скважину с горизонтальным стволом обсадной колонной диаметром 244,5 мм, цементируют затрубное пространство выше горизонтального ствола. Фильтр из перфорированных труб спускают в горизонтальный ствол скважины с восходящим концом ствола. Фильтр имеет перфорацию в начале горизонтального ствола и в восходящем конце. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм с пакером. В качестве колонны насосно-компрессорных труб используют колонну с заглушенным с торца и перфорированным окончанием. Размещают окончание колонны насосно-компрессорных труб в восходящем конце скважины. Пакер размещают в конце горизонтального ствола скважины перед восходящим концом на участке между участками с перфорационными отверстиями фильтра. В горизонтальный ствол скважины дополнительно спускают вторую колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм с насосом. Конец второй колонны насосно-компрессорных труб оставляют открытым и размещают вблизи пакера. Насосную установку устанавливают в начале горизонтального участка в интервале обсадной колонны. Проводят закачку теплоносителя (пара) в пласт через колонну насосно-компрессорных труб с пакером и отверстия фильтра в оконечной части горизонтального ствола. Отбирают продукцию через фильтр в начале горизонтального ствола и выполняют подачу продукции к устью скважины по колонне насосно-компрессорных труб с насосом.Drill a well to a depth of 130 m 2 m above the oil-water contact. The wellbore from the day surface is made with an inclined diameter of 244.5 mm and a length of 250 m before reaching the horizontal in the reservoir. A horizontal well with a length of 500 m and a diameter of 168 mm is drilled, at the end of the horizontal well, an ascending end is drilled to a height of 5 m to the midpoint between the horizontal well and the roof of the reservoir with an angle between the axis of the ascending end and the vertical, variable from 0 to 85 °. They supply the well with a horizontal bore with a casing string of 244.5 mm in diameter, cement the annulus above the horizontal bore. The filter from the perforated pipes is lowered into the horizontal wellbore with the ascending end of the wellbore. The filter has perforation at the beginning of the horizontal shaft and at the upstream end. A tubing string with a diameter of 73 mm and a packer is lowered into the well. As a column of tubing, a column is used with an end plug and a perforated end. Place the end of the tubing string at the upstream end of the well. The packer is placed at the end of the horizontal wellbore in front of the upstream end in the area between the portions with the perforations of the filter. A second column of tubing with a diameter of 73 mm and a pump is additionally lowered into the horizontal wellbore. The end of the second tubing string is left open and placed near the packer. The pump installation is installed at the beginning of the horizontal section in the interval of the casing. The coolant (steam) is injected into the formation through a tubing string with a packer and filter openings in the end of the horizontal shaft. The products are taken through a filter at the beginning of the horizontal wellbore and the products are fed to the wellhead through a tubing string with a pump.

В результате удается прогреть продуктивный пласт на всю толщину и отобрать из залежи дополнительные запасы нефти. Нефтеотдача залежи увеличивается на 3% и составляет 39,8%.As a result, it is possible to warm the productive layer to its full thickness and to select additional oil reserves from the reservoir. Oil recovery increases by 3% and amounts to 39.8%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.The application of the proposed method will improve oil recovery deposits.

Claims

A method for developing a highly viscous oil reservoir, including supplying a well with a horizontal casing bore, cementing the annulus above the horizontal bore, running a filter with perforation at the end and at the beginning of the horizontal section, lowering the tubing string with a packer, installing a packer between filter sections with perforation, coolant injection into the formation through the tubing string and filter perforations in the end of the horizontal well, selection of products section through the perforations at the beginning of the horizontal wellbore, characterized in that the horizontal wellbore is located near the bottom of the reservoir, the horizontal wellbore is made with an upward end, the upward end of the well is made up to half the thickness of the reservoir, the angle between the axis of the upward end and the vertical is taken from 0 to 85 °, the end of the filter is placed at the upstream end, the end of the tubing string with a packer is placed at the upstream end of the well, as tubing stringers with a packer use a stub end pipe and a perforated end, a second tubing string with a pump is additionally lowered into the horizontal wellbore, the end of the second tubing string is placed near the packer, and the product is delivered to the wellhead tubing string with pump.