RU2603795C1 - Method of development of hydrocarbon fluids (12) - Google Patents

Method of development of hydrocarbon fluids (12) Download PDF

Info

Publication number
RU2603795C1
RU2603795C1 RU2015131370/03A RU2015131370A RU2603795C1 RU 2603795 C1 RU2603795 C1 RU 2603795C1 RU 2015131370/03 A RU2015131370/03 A RU 2015131370/03A RU 2015131370 A RU2015131370 A RU 2015131370A RU 2603795 C1 RU2603795 C1 RU 2603795C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
horizontal
packers
temperature
working
well
Prior art date
Application number
RU2015131370/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Данис Карлович Нургалиев
Дмитрий Анатольевич Шапошников
Динис Ренатович Исаков
Руслан Ильдарович Хафизов
Рамиль Хабутдинович Низаев
Original Assignee
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ)
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 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) filed Critical Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ)
Priority to RU2015131370/03A priority Critical patent/RU2603795C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2603795C1 publication Critical patent/RU2603795C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E21B43/243—Combustion in situ
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling

Abstract

FIELD: mining.
SUBSTANCE: invention relates to mining. According to method of high-viscosity oil and/or natural bitumen production horizontal production well is drilled over productive stratum, parallel to first horizontal production well at same the depth and in the same direction second horizontal production well is drilled, between them in parallel at the same depth and in the same direction horizontal injection well is drilled. In injection well pipe string is lowered with plugged end and holes, made on end section, for pumping of working agents, pipe section with holes is limited by packers at both ends, based on properties of oil-bearing rock. Heated working agent is pumped to productive formation, productive formation is heated to ignition temperature of in-situ hydrocarbon fluid, inert working agent is replaced for oxygen containing working agent, hydrocarbon fluid is ignited in formation. Formation between wells is heated, while tracking and maintaining condition of keeping and propagation of combustion front. In area of horizontal section of production wells temperature is brought to temperature of fluidity state of hydrocarbon fluid and heated product is withdrawn, wherein intensity of combustion process and heating of stratum in interwell and adjacent space are controlled using temperature and pressure control device, while maintaining stratum temperature in required limits is performed by changing flow rate of supplied working agent. After complete exhaustion of area of productive stratum within first step of installation of packers pumping of working agents is temporarily stopped, pipe with holes and two limiting packers is moved in direction of mouths of production wells by no less than length of distance between packers, packers are brought to working state and development of next area of productive stratum is continued, thus whole horizontal section of injection well is developed. Pumping of waterproofing sealant is made in spent interval.
EFFECT: increase of fluid release of stratum and increase of production of hydrocarbon sources of energy - fluids, providing control and regulating process of in-situ combustion and heating of rocks.
1 cl, 1 dwg

Description

Предлагаемое изобретение относится к области горного дела. Может быть использовано для добычи углеводородных флюидов, преимущественно - высоковязких нефти и природного битума, с применением тепла, образующегося при горении углеводородов в пласте.The present invention relates to the field of mining. It can be used for the production of hydrocarbon fluids, mainly high-viscosity oil and natural bitumen, using heat generated during the combustion of hydrocarbons in the reservoir.

Известен способ разработки нефтебитумной залежи [1], включающий проводку в пласте двух горизонтальных стволов параллельно между собой, закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины. Недостатком известного способа [1] является низкая эффективность и результативность процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, особенно в тонких пластах, из-за больших тепловых потерь и невозможности контролировать распространение фронта вытеснения.A known method for the development of oil bitumen deposits [1], including wiring in the reservoir two horizontal shafts parallel to each other, injecting steam into the upper injection well and the selection of products from the lower producing well. The disadvantage of this method [1] is the low efficiency and effectiveness of the process of extracting oil from the oil reservoir, especially in thin formations, due to large heat losses and the inability to control the propagation of the displacement front.

Известен способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта [2], включающий проводку в пласте одной горизонтальной добывающей скважины и одной вертикальной нагнетательной скважины, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины. Недостатком известного способа [2] является низкая результативность процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, невозможность контроля распространения фронта теплоносителя (пара), низкая скорость его (процесса) распространения.A known method of extracting liquid hydrocarbons from an underground formation [2], including wiring one horizontal production well and one vertical injection well in the formation, injecting steam into the injection well and selecting products from the lower producing well. The disadvantage of this method [2] is the low efficiency of the process of extracting oil from the oil reservoir, the inability to control the distribution of the front of the coolant (steam), its low speed (process) of distribution.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности, прототипом, является способ разработки залежи высоковязкой нефти [3], включающий строительство добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта, нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины.Closest to the proposed invention in technical essence, the prototype is a method for developing a highly viscous oil reservoir [3], which includes the construction of a horizontal producing well in the area of the sole of the producing formation, horizontal injection well above the horizontal producing well, injection of coolant into the injection well and selection of production from the formation producing well.

Недостатком прототипа [3] является неудовлетворительная эффективность (результативность) процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, обусловленная необходимостью расходования большого количества рабочего агента при единовременной закачке по всей длине горизонтальной части ствола, сложность прогнозирования подземного распространения фронта горения из-за неопределенности границ и масштабов процесса, сложность контроля процесса горения и воздействия на процесс из-за неопределяемых объемов породы, одновременно в него (процесс) вовлеченных, затруднительность отбора нефти из-за непоследовательного (в хаотичной последовательности с неопределяемым и нерегулируемым местоположением) закоксовывания горизонтального участка ствола.The disadvantage of the prototype [3] is the unsatisfactory efficiency (effectiveness) of the process of extracting oil from the oil reservoir, due to the need to expend a large amount of working agent during a single injection along the entire length of the horizontal part of the barrel, the difficulty of predicting the underground distribution of the combustion front due to the uncertainty of the boundaries and scale of the process , the complexity of controlling the combustion process and the impact on the process due to undetectable volumes of rock simultaneously into it (p otsess) involved, oil selection difficult due to inconsistent (in a chaotic sequence with undetectable unregulated and location) of horizontal coking barrel portion.

Целью заявляемого изобретения является повышение эффективности процесса флюидоизвлечения из флюидоносного пласта (повышение флюидоотдачи пласта) породы, повышение добычи углеводородных энергоносителей - флюидов, например, высоковязких нефтей и природных битумов, обеспечение контроля и регулирования процесса внутрипластового горения и прогрева горных пород.The aim of the invention is to increase the efficiency of the process of fluid extraction from the fluid-bearing formation (increasing the fluid recovery of the formation) of the rock, increasing the production of hydrocarbon energy carriers - fluids, for example, high-viscosity oils and natural bitumen, providing control and regulation of the process of in-situ combustion and heating of rocks.

Цели достигают тем, что осуществляют способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или природных битумов, включающий строительство добывающей горизонтальной скважины, нагнетательной горизонтальной скважины, характеризующийся тем, что над подошвой продуктивного пласта параллельно первой горизонтальной добывающей скважине на одной глубине и в одном направлении бурят вторую горизонтальную добывающую скважину, между ними параллельно на одной глубине и в одном направлении бурят нагнетательную горизонтальную скважину, в нагнетательную скважину опускают колонну труб с заглушенным концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочих агентов, участок трубы с отверстиями с двух концов ограничивают пакерами, исходя из свойств нефтеносной породы, производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт, прогревают продуктивный пласт до температуры воспламенения внутрипластового углеводородного флюида, производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, поджигают углеводородный флюид в пласте, отслеживая и поддерживая условия сохранения и распространения фронта горения, прогревают пласт между скважинами, в районе горизонтального участка добывающих скважин доводят температуру участка до температуры состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта, при этом с использованием устройства контроля температуры и давления осуществляют контроль за интенсивностью процесса горения и разогрева пласта в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемого рабочего агента, после полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают, передвигают трубу с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устьев добывающих скважин не менее чем на длину расстояния между пакерами, пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины, в отработанный интервал производят закачку водоизолирующего состава. Для рационализации процесса разработки и повышения объемов добычи углеводородных флюидов месторождение покрывают сетью расположенных, как указано выше, троек скважин.The goals are achieved in that they implement a method of developing a deposit of highly viscous oil and / or natural bitumen, including the construction of a horizontal producing well, an injection horizontal well, characterized in that a second horizontal one is drilled parallel to the first horizontal producing well at the same depth and in one direction production well, between them parallel at the same depth and in the same direction they drill a horizontal injection well, into an injection well a pipe string with a plugged end and openings for injecting working agents at the end section is lowered, the pipe section with openings at both ends is limited by packers based on the properties of the oil-bearing rock, the heated working agent is pumped into the reservoir, the reservoir is heated to the in-situ ignition temperature hydrocarbon fluid, replace the inert working agent with an oxygen-containing working agent, set fire to the hydrocarbon fluid in the formation, tracking and Maintaining the conditions of conservation and propagation of the combustion front, the formation is heated between the wells, in the region of the horizontal section of the producing wells, the temperature of the section is brought to the temperature of the fluidity state of the hydrocarbon fluid and the heated product is selected, while using the temperature and pressure control device, the intensity of the combustion process is monitored and heating the reservoir in the inter-well and adjacent space, and maintaining the reservoir temperature in the necessary framework t by changing the flow rate of the supplied working agent, after the production zone is completely developed within the first step of installing the packers, the injection of working agents is temporarily stopped, the pipe with holes and two limiting packers is moved in the direction of the mouths of the producing wells for at least a distance between the packers, the packers bring into working condition and continue to develop the next zone of the reservoir, working out the entire horizontal section of the injection well, in the worked out interval download plaguing water shutoff composition. To rationalize the development process and increase the production of hydrocarbon fluids, the field is covered with a network of well triples located, as indicated above.

Далее приведен пример осуществления заявляемого способа для добычи углеводородных флюидов из нефтеносного пласта месторождения. На чертеже показан вид сверху на залежь.The following is an example implementation of the proposed method for the extraction of hydrocarbon fluids from the oil reservoir of the field. The drawing shows a top view of the reservoir.

На чертеже показана схема реализации заявляемого способа, где: 1 - горизонтальная нагнетательная скважина; 2, 3 - горизонтальные добывающие скважины; 4 - продуктивный (нефтеносный) пласт породы; 5 - колонна труб для подачи рабочего агента; 6 - отверстия в колонне труб; 7 - пакерующие устройства (пакеры); 8 - волны распространения температуры (направление распространения тепла); 9 - фронт горения; 10 - устройство контроля температуры и давления.The drawing shows a diagram of the implementation of the proposed method, where: 1 - horizontal injection well; 2, 3 - horizontal production wells; 4 - productive (oil) layer of the rock; 5 - pipe string for supplying a working agent; 6 - holes in the pipe string; 7 - packer devices (packers); 8 - temperature propagation waves (direction of heat propagation); 9 - combustion front; 10 - temperature and pressure control device.

На нефтеносном участке над подошвой продуктивного пласта бурят две горизонтальные добывающие скважины 2, 3. На некотором экспериментально определяемом по горизонтали, например, 20…80 м, между добывающими скважинами расстоянии, параллельно им (добывающим скважинам), в одинаковом направлении и на одной глубине бурят третью скважину - горизонтальную нагнетательную скважину 1. Расстояние между скважинами выбирают исходя из проницаемости пласта - большее расстояние между скважинами устанавливают при высокой проницаемости продуктивного пласта. Проницаемость определяют по результатам исследования керна породы, извлекаемой при бурении. Добывающие скважины оборудуют по всей длине горизонтального участка устройствами контроля температуры и давления 10.Two horizontal production wells 2, 3 are drilled on the oil-bearing area above the bottom of the reservoir, at a horizontal distance experimentally determined, for example, 20 ... 80 m, between the production wells, parallel to them (production wells), in the same direction and at the same depth of the drilling the third well - horizontal injection well 1. The distance between the wells is selected based on the permeability of the formation - a greater distance between the wells is set at high permeability of the reservoir but. Permeability is determined by the results of the study of the core of the rock extracted during drilling. Production wells are equipped with temperature and pressure control devices 10 along the entire length of the horizontal section.

Затем в нагнетательную скважину 1 опускают колонну труб 5 с заглушенным концом с выполненными на концевом участке отверстиями 6 произвольной формы и порядка для закачки рабочих агентов. При этом суммарная площадь сечения отверстий (в стенках трубы 5) составляет не менее 1/5 площади сечения труб 5. Отверстия 6 сверху и снизу ограничивают пакерующими устройствами 7, например, расстояние между пакерующими устройствами 7 (далее по тексту - пакерами) варьируют в диапазоне от 5 до 50 м, причем расстояние выбирают экспериментально, исходя из свойств нефтеносной породы, например разновидности породы (доломиты, песчаники, алевролиты), ее проницаемости, теплоемкости. После завершения вышеперечисленных работ скважины готовы к эксплуатации.Then, a string of pipes 5 with a plugged end with openings 6 of arbitrary shape and order made on the end section for pumping working agents is lowered into the injection well 1. In this case, the total cross-sectional area of the holes (in the walls of the pipe 5) is at least 1/5 of the cross-sectional area of the pipes 5. The openings 6 are limited from above and below by packers 7, for example, the distance between the packers 7 (hereinafter referred to as packers) varies in the range from 5 to 50 m, and the distance is chosen experimentally, based on the properties of the oil-bearing rock, for example, rock varieties (dolomites, sandstones, siltstones), its permeability, heat capacity. After completion of the above work, the wells are ready for operation.

После подготовки скважин 1, 2 и 3 к эксплуатации в продуктивный пласт 4 производят закачку рабочего агента, например инертного газа, с температурой, обеспечивающей прогрев продуктивного пласта 4 до значений, при которых начинается внутрипластовое горение, например 200°С. Температуру начала внутрипластового горения содержащегося в пласте углеводородного флюида для конкретного случая определяют экспериментально, например путем лабораторного моделирования, с использованием содержимого извлеченного при бурении керна из нефтеносного пласта породы, и свойств содержащегося в керне флюида, например его (флюида) температуры воспламенения, вязкости, плотности, теплоемкости геофизических свойств пластовой породы.After the wells 1, 2 and 3 are prepared for operation, a working agent, for example, inert gas, is injected into the reservoir 4 with a temperature ensuring heating of the reservoir 4 to values at which in-situ combustion begins, for example, 200 ° C. The temperature of the onset of in-situ combustion of the hydrocarbon fluid contained in the formation for a specific case is determined experimentally, for example, by laboratory modeling, using the contents of the core extracted from the oil reservoir while drilling and the properties of the fluid contained in the core, for example, its (fluid) ignition temperature, viscosity, density , specific heat of geophysical properties of reservoir rock.

Производят прогрев призабойной зоны нагнетательной скважины посредством подачи нагретого инертного рабочего агента, например продуктов сгорания выработавшего воздушный ресурс авиадвигателя, создают гидродинамическую связь между скважинами и доводят (закачкой горячего рабочего агента) температуру участка пласта между добывающей и нагнетательной скважинами до температуры воспламенения флюида. При этом происходит снижение вязкости флюида, например нефти. Затем, после достижения температуры воспламенения флюида в нефтеносном пласте, производят замену закачиваемого в пласт инертного рабочего агента на содержащий окислитель рабочий агент, например на кислородосодержащий атмосферный воздух. После замены инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент в пласте возникает горение содержащегося там (в пласте) флюида. Горение флюида происходит при поступлении в зону горения окислителя, например кислорода. От источника горения по пласту распространяются фронт горения и тепловые волны. Некоторая доля, например 15%, содержащегося в пласте флюида выгорает, выделяя тепло. Участок пласта разогревается вместе с находящимся в пласте углеводородсодержащим флюидом, например высоковязкой нефтью. Невыгоревшая оставшаяся в пласте доля флюида является объектом добычи, добываемым полезным продуктом.The bottom-hole zone of the injection well is heated by supplying a heated inert working agent, for example, combustion products of an aircraft engine that has developed an air resource, create a hydrodynamic connection between the wells and bring (by injection of a hot working agent) the temperature of the formation section between the producing and injection wells to the ignition temperature of the fluid. In this case, a decrease in the viscosity of the fluid, for example, oil, occurs. Then, after reaching the ignition temperature of the fluid in the oil-bearing formation, the inert working agent injected into the formation is replaced with a working agent containing an oxidizing agent, for example, oxygen-containing atmospheric air. After replacing an inert working agent with an oxygen-containing working agent, combustion of the fluid contained therein (in the formation) occurs in the formation. Fluid combustion occurs when an oxidizing agent, such as oxygen, enters the combustion zone. From the combustion source, the combustion front and heat waves propagate through the formation. A certain proportion, for example 15%, of the fluid contained in the formation burns out, generating heat. A section of the formation is heated with a hydrocarbon-containing fluid in the formation, for example, high viscosity oil. The unburned fraction of the fluid remaining in the reservoir is an object of extraction produced by a useful product.

Так как в пласте содержится пластовая вода, то в процессе горения вода превращается в пар. Азотом воздуха созданный пар продвигается по пласту. Так как пар и азот имеют удельный вес меньше, чем нефть, то в кровельной части пласта образуется паровая камера. По мере нагрева и снижения вязкости флюида, например высоковязкой нефти, повышается его текучесть, флюид стекает вниз за счет гравитационных сил в зону расположения горизонтального участка добывающих скважин 2, 3.Since formation water is contained in the formation, the water turns into steam during the combustion process. Nitrogen air created by the vapor moves through the reservoir. Since steam and nitrogen have a specific gravity less than oil, a vapor chamber is formed in the roofing part of the formation. As heating and lowering the viscosity of the fluid, for example, high-viscosity oil, its fluidity increases, the fluid flows down due to gravitational forces to the area of the horizontal section of production wells 2, 3.

В районе горизонтального участка добывающих скважин 2, 3 производят отбор нагретого продукта (добычу), например нефти. Контроль разогрева межскважинного и прилегающего пространств осуществляют с использованием устройств контроля температуры 10 и давления, например термопар и манометров, в добывающей скважине. При горении в пласте контроль и регулирование пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемых рабочих агентов, например воздуха с содержанием кислорода и инертных газов. При распространении фронта горения после полной отработки продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают. Затем передвигают трубу 5 с отверстиями 6, с двух сторон ограничивающими участок расположения отверстий 6 пакерами в направлении устья добывающей скважины, на длину расстояния между пакерами. Установив пакеры, по вышеописанной схеме продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта. В отработанный интервал производят закачку водоизолирующего состава для ликвидации прорыва кислородсодержащего агента к забоям добывающих скважин. Устройством контроля температуры и давления 10 осуществляют контроль направления распространения тепла 8 и распространения фронта горения 9. При прохождении фронта горения 9 через объем породы, например заключенной в объеме на 20 м длины пути продвижения фронта горения, считают, что запасы нефти в данном объеме выработаны.In the area of the horizontal section of production wells 2, 3, the selection of a heated product (production), for example oil, is performed. The control of the heating of the interwell and adjacent spaces is carried out using temperature and pressure control devices 10, for example thermocouples and manometers, in the production well. When burning in the reservoir, the control and regulation of the reservoir temperature within the necessary framework is carried out by changing the flow rate of the supplied working agents, for example, air with oxygen and inert gases. When the combustion front spreads after the complete development of the reservoir within the first step of installing the packers, the injection of working agents is temporarily stopped. Then move the pipe 5 with holes 6, on both sides restricting the location of the holes 6 by the packers in the direction of the mouth of the producing well, by the length of the distance between the packers. After installing the packers, according to the above scheme, they continue to develop the next zone of the reservoir. A water-insulating composition is injected into the worked out interval to eliminate the breakthrough of the oxygen-containing agent to the faces of the producing wells. The temperature and pressure control device 10 controls the direction of heat propagation 8 and the propagation of the combustion front 9. When the combustion front 9 passes through the rock volume, for example, contained in the volume of 20 m of the length of the path of the combustion front, it is believed that oil reserves have been depleted in this volume.

После выработки запасов нефти в объеме выгоревшего участка пласта, например на расстоянии 20 м вдоль горизонтальных добывающих скважины производят приостановку закачки рабочих агентов. Перемещают колонну труб 4 в направлении устьев добывающих скважин 2, 3, например на 0,5…2,0 изначального расстояния между пакерами 7. Затем возобновляют закачку рабочих агентов по описанному выше алгоритму, свойственному началу работы.After the development of oil reserves in the volume of the burnt section of the reservoir, for example, at a distance of 20 m along the horizontal producing wells, the injection of working agents is suspended. The pipe string 4 is moved in the direction of the mouths of the production wells 2, 3, for example, by 0.5 ... 2.0 of the initial distance between the packers 7. Then, the injection of working agents is resumed according to the algorithm described above, which is typical for starting work.

Подобные действия выполняют до полного извлечения (полной выработки) запасов имеющихся в пласте породы флюидов, например высоковязкой нефти, на всем протяжении горизонтального участка нагнетательной скважины 1. При этом достигается предельно полная (максимально эффективная) выработка объема межскважинного и ближайшего прилегающего пространства продуктивного пласта 4 с добычей максимально возможного количества пластового флюида, например нефти, содержащегося в охваченном процессом объеме нефтеносного пласта. Для рациональной системы разработки углеводородных флюидов месторождение покрывают сетью расположенных, как указано выше, троек добывающих и нагнетательных скважин.Such actions are carried out until the complete extraction (full production) of reserves of fluids available in the formation, for example, highly viscous oil, throughout the horizontal section of injection well 1. At the same time, an extremely complete (maximally efficient) production of the volume of the inter-well and the nearest adjacent space of the reservoir is achieved 4 s production of the maximum possible amount of reservoir fluid, for example, oil contained in the process volume of the oil reservoir. For a rational system for developing hydrocarbon fluids, the field is covered with a network of triples of production and injection wells located, as indicated above.

Применение предложенного способа существенно повышает флюидоотдачу залежи углеводородного сырья и может быть использовано. например, при разработке залежей высоковязкой нефти и природных битумов. Способ обеспечивает повышение флюидоотдачи - результативности процесса вытеснения высоковязких флюидов, в том числе способом, увеличивающим охват пласта горением, за счет чего (воздействия образующегося при внутрипластовом горении тепла) происходит понижение вязкости и повышение текучести залегающих тяжелых нефтей и битумов. Понижение вязкости и повышение текучести способствуют извлечению из пласта трудноизвлекаемых флюидов, например высоковязких нефтей и природных битумов. При этом используется последовательная пошаговая отработка всего пласта с контролем и поддержанием необходимых условий горения, например температуры горящего пласта, положения фронта горения, при каждом шаге операций. К тому же предложенный способ способствует понижению капитальных затрат за счет уменьшения количества возводимых буровых площадок до одной.The application of the proposed method significantly increases the fluid recovery of hydrocarbon deposits and can be used. for example, in the development of deposits of high viscosity oil and natural bitumen. The method provides increased fluid recovery - the effectiveness of the process of displacing highly viscous fluids, including a method that increases the coverage of the formation by combustion, due to which (the effect of heat generated during in-situ combustion) there is a decrease in viscosity and an increase in the fluidity of heavy oil and bitumen. Lowering viscosity and increasing fluidity facilitate the recovery of hard-to-recover fluids from the formation, such as high viscosity oils and natural bitumen. In this case, a sequential step-by-step mining of the entire formation is used with monitoring and maintaining the necessary combustion conditions, for example, the temperature of the burning formation, the position of the combustion front, at each step of operations. In addition, the proposed method helps to reduce capital costs by reducing the number of constructed drilling sites to one.

Применение заявляемого способа возможно как самостоятельно с бурением новых скважин, так и в комплексе с осуществленными ранее способами разработки, например с применением закачки пара и иных рабочих агентов, с использованием уже имеющихся скважин.The application of the proposed method is possible both independently with the drilling of new wells, and in combination with previously implemented development methods, for example, using steam injection and other working agents, using existing wells.

Применение заявляемого способа способствует повышению коэффициента извлечения углеводородного флюида (повышению флюидоотдачи пласта) из месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, в том числе высоковязких нефтей, природных битумов.The use of the proposed method helps to increase the recovery rate of hydrocarbon fluid (increase fluid recovery) from fields of hard-to-recover hydrocarbons, including high-viscosity oils, natural bitumen.

Пример осуществления предлагаемого изобретения показывает его полезность для разработки ныне разведанных, но неэксплуатируемых месторождений углеводородного сырья из-за высокой стоимости извлечения вязкого флюида для повышения рентабельности ныне разрабатываемых месторождений высоковязкой нефти и природных битумов.An example implementation of the invention shows its usefulness for the development of currently explored, but non-exploitable hydrocarbon deposits due to the high cost of extracting viscous fluid to increase the profitability of currently developed fields of high viscosity oil and natural bitumen.

Предлагаемое изобретение удовлетворяет критериям новизны, так как при определении уровня техники не обнаружено средство, которому присущи признаки, идентичные (то есть совпадающие по исполняемой ими функции и форме выполнения этих признаков) всем признакам, перечисленным в формуле изобретения, включая характеристику назначения.The present invention satisfies the criteria of novelty, since when determining the level of technology, no means have been found that have characteristics that are identical (that is, matching the functions performed by them and the form in which these signs are performed) to all the signs listed in the claims, including the purpose of the application.

Способ имеет изобретательский уровень, поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками данного изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на указанный технический результат.The method has an inventive step, because no technical solutions have been identified that have features that match the distinguishing features of this invention, and the popularity of the influence of distinctive features on the specified technical result has not been established.

Заявленное техническое решение можно реализовать в промышленном производстве для добычи полезных ископаемых - углеводородных энергоносителей. Это соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям.The claimed technical solution can be implemented in industrial production for the extraction of minerals - hydrocarbon energy. This meets the criterion of "industrial applicability" presented to the invention.

ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ ИСТОЧНИКИUSED SOURCES

1. Патент РФ №2287677, МПК Е21В 43/24. Приоритет от 16.12.2005. Опубл. 20.11.2006. 1. RF patent №2287677, IPC ЕВВ 43/24. Priority dated December 16, 2005. Publ. 11/20/2006.

2. Патент РФ №2415260, МПК Е21В 43/243. Приоритет от 27.02.2007. Опубл. 27.03.2011. 2. RF patent No. 2415260, IPC ЕВВ 43/243. Priority from 02.27.2007. Publ. 03/27/2011.

3. Патент РФ №2425969, МПК Е21В 43/24. Приоритет от 18.08.2010. Опубл. 10.08.2011. 3. RF patent No. 2425969, IPC ЕВВ 43/24. Priority from 08/18/2010. Publ. 08/10/2011.

Claims (2)

1. Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или природных битумов, включающий строительство добывающей горизонтальной скважины, нагнетательной горизонтальной скважины, отличающийся тем, что над подошвой продуктивного пласта параллельно первой горизонтальной добывающей скважине на одной глубине и в одном направлении бурят вторую горизонтальную добывающую скважину, между ними параллельно на одной глубине и в одном направлении бурят нагнетательную горизонтальную скважину, в нагнетательную скважину опускают колонну труб с заглушенным концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочих агентов, участок трубы с отверстиями с двух концов ограничивают пакерами, исходя из свойств нефтеносной породы, производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт, прогревают продуктивный пласт до температуры воспламенения внутрипластового углеводородного флюида, производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, поджигают углеводородный флюид в пласте, отслеживая и поддерживая условия сохранения и распространения фронта горения, прогревают пласт между скважинами, в районе горизонтального участка добывающих скважин доводят температуру участка до температуры состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта, при этом с использованием устройства контроля температуры и давления осуществляют контроль за интенсивностью процесса горения и разогрева пласта в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемого рабочего агента, после полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают, передвигают трубу с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устьев добывающих скважин не менее чем на длину расстояния между пакерами, пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины, в отработанный интервал производят закачку водоизолирующего состава.1. A method of developing a deposit of highly viscous oil and / or natural bitumen, including the construction of a horizontal producing well, an injection horizontal well, characterized in that a second horizontal producing well is drilled parallel to the first horizontal producing well at the same depth and in the same direction, above the bottom of the producing formation, between they simultaneously drill at the same depth and in one direction a horizontal injection well, a pipe string with plugs is lowered into the injection well with the end and openings for injecting working agents at the end section, the pipe section with openings at both ends is limited by packers based on the properties of the oil-bearing rock, the heated working agent is pumped into the reservoir, the reservoir is heated to the ignition temperature of the in-situ hydrocarbon fluid, and replacement an inert working agent to an oxygen-containing working agent, ignite the hydrocarbon fluid in the reservoir, monitoring and maintaining the conditions of conservation and spread injuries of the combustion front, warm the formation between the wells, in the area of the horizontal section of the producing wells, bring the temperature of the section to the temperature of the fluidity state of the hydrocarbon fluid and select the heated product, while using the temperature and pressure control device, control the intensity of the combustion and heating of the formation in the interwell and the adjacent space, and the maintenance of reservoir temperature in the necessary framework is carried out by changing the flow rate working agent, after the full development of the reservoir zone within the first step of installing the packers, the injection of working agents is temporarily stopped, the pipe with holes and two restricting packers is moved in the direction of the mouths of the production wells for at least a distance between the packers, the packers are brought into working condition and continue to develop the next zone of the reservoir, working out the entire horizontal section of the injection well, water-insulating composition is pumped into the worked interval a. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для рационализации процесса разработки и повышения объемов добычи углеводородных флюидов месторождение покрывают сетью расположенных, как указано выше, троек скважин. 2. The method according to p. 1, characterized in that to rationalize the development process and increase the production of hydrocarbon fluids, the field is covered with a network of well triples located, as indicated above.
RU2015131370/03A 2015-07-28 2015-07-28 Method of development of hydrocarbon fluids (12) RU2603795C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015131370/03A RU2603795C1 (en) 2015-07-28 2015-07-28 Method of development of hydrocarbon fluids (12)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015131370/03A RU2603795C1 (en) 2015-07-28 2015-07-28 Method of development of hydrocarbon fluids (12)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2603795C1 true RU2603795C1 (en) 2016-11-27

Family

ID=57774673

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015131370/03A RU2603795C1 (en) 2015-07-28 2015-07-28 Method of development of hydrocarbon fluids (12)

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2603795C1 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113863909A (en) * 2020-06-11 2021-12-31 中国石油天然气股份有限公司 Method for judging fire flooding ignition time of horizontal well
CN115306364A (en) * 2022-08-05 2022-11-08 广州海洋地质调查局 Natural gas hydrate in-situ heating drainage and mining device and drainage and mining method thereof
CN115306364B (en) * 2022-08-05 2024-05-17 广州海洋地质调查局 Natural gas hydrate in-situ heating extraction device and extraction method thereof

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4804043A (en) * 1987-07-01 1989-02-14 Mobil Oil Corp. Process for selective placement of polymer gels for profile control in thermal oil recovery
RU2287677C1 (en) * 2005-12-16 2006-11-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for extracting oil-bitumen deposit
RU2415260C2 (en) * 2006-02-27 2011-03-27 Арчон Текнолоджиз Лтд. Procedure for extraction of fluid hydrocarbons from underground reservoir (versions)
RU2425969C1 (en) * 2010-08-18 2011-08-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development method of high-viscous oil deposit
RU2522369C1 (en) * 2012-12-11 2014-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4804043A (en) * 1987-07-01 1989-02-14 Mobil Oil Corp. Process for selective placement of polymer gels for profile control in thermal oil recovery
RU2287677C1 (en) * 2005-12-16 2006-11-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for extracting oil-bitumen deposit
RU2415260C2 (en) * 2006-02-27 2011-03-27 Арчон Текнолоджиз Лтд. Procedure for extraction of fluid hydrocarbons from underground reservoir (versions)
RU2425969C1 (en) * 2010-08-18 2011-08-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development method of high-viscous oil deposit
RU2522369C1 (en) * 2012-12-11 2014-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113863909A (en) * 2020-06-11 2021-12-31 中国石油天然气股份有限公司 Method for judging fire flooding ignition time of horizontal well
CN113863909B (en) * 2020-06-11 2023-05-26 中国石油天然气股份有限公司 Method for judging horizontal well fireflood ignition time
CN115306364A (en) * 2022-08-05 2022-11-08 广州海洋地质调查局 Natural gas hydrate in-situ heating drainage and mining device and drainage and mining method thereof
CN115306364B (en) * 2022-08-05 2024-05-17 广州海洋地质调查局 Natural gas hydrate in-situ heating extraction device and extraction method thereof

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10655441B2 (en) Stimulation of light tight shale oil formations
CA2650130C (en) System and method for the recovery of hydrocarbons by in-situ combustion
RU2531963C1 (en) Development of thick oil or bitumen deposits
EA029006B1 (en) Method for initiating steam-assisted gravity drainage
CA2744749C (en) Basal planer gravity drainage
US20110061868A1 (en) System and Method for Enhanced Oil Recovery from Combustion Overhead Gravity Drainage Processes
RU2399755C1 (en) Development method of oil deposit by using thermal action on formation
RU2582251C1 (en) Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen
RU2429346C1 (en) Development method of high-viscosity oil deposit with use of in-situ combustion
RU2403382C1 (en) Development method of high-viscous oil deposit
RU2597040C1 (en) Method for development of hydrocarbon fluid deposits
RU2506417C1 (en) Development method of high-viscosity oil deposit
Turta In situ combustion
RU2386801C1 (en) Method of high-viscosity oil pool development with usage of in-situ combustion
RU2675115C1 (en) Method for developing high-viscosity oil
CA2856914C (en) In situ combustion with a mobile fluid zone
RU2706154C1 (en) Development method of high viscous oil or bitumen deposit
RU2603795C1 (en) Method of development of hydrocarbon fluids (12)
RU2550635C1 (en) Development method for high-viscosity oil or bitumen field
RU2433257C1 (en) Method of high-viscosity oil development
RU2581071C1 (en) Method for development of hydrocarbon fluid deposits
RU2563892C1 (en) Method of development of hydrocarbon fluid deposit
RU2643056C1 (en) Method for development of pools of superheavy oil or natural bitumen
RU2615554C1 (en) Method of hydrocarbon fluid pool development under thermal stimulation
RU2564332C1 (en) Method to develop deposit of hydrocarbon fluids