RU2624858C1 - Recovery method of high-viscosity oil deposit by steam cyclic effect - Google Patents

Recovery method of high-viscosity oil deposit by steam cyclic effect Download PDF

Info

Publication number
RU2624858C1
RU2624858C1 RU2016131069A RU2016131069A RU2624858C1 RU 2624858 C1 RU2624858 C1 RU 2624858C1 RU 2016131069 A RU2016131069 A RU 2016131069A RU 2016131069 A RU2016131069 A RU 2016131069A RU 2624858 C1 RU2624858 C1 RU 2624858C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
steam
well
oil
pipe string
reservoir
Prior art date
Application number
RU2016131069A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Олег Вячеславович Салимов
Радик Зяузятович Зиятдинов
Ильдар Ильясович Гирфанов
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority to RU2016131069A priority Critical patent/RU2624858C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2624858C1 publication Critical patent/RU2624858C1/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
    • 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

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: in the recovery method of the high-viscosity oil deposit by the steam cyclic action, drill the horizontal well in the lower quarter of the oil-filled formation thickness, the fracturing pressure in the carbonate rocks is determined by conducting the testing injection, and in the terrigenous rocks by the reservoir mini hydraulic fracturing. Then at the wellhead, the pipe string is equipped from the bottom up: with the screen liner, the pump, the relief valve, bypassing from the pipe string to the in shell space, the expanding packer, after that the pipe string is lowered into the well so, that the expanding packer is placed opposite the roof of the reservoir with high viscosity oil. The expanding packer is set in the well, then at the wellhead the discharge line for the coolant injection is tied to the mixer, the steam generator and the pump unit. The two-component mixture is used as the coolant, it consists of the steam with the temperature of 200-220°C, with addition of the light hydrocarbon at the rate of 1l of light hydrocarbon per 5 kg of steam, provide the steam cyclic action by the two-component mixture, prepared at the wellhead to the reservoir with high-viscosity oil for 15 days with the open relief valve, then the process is held for 7 days for impregnation with the closed relief valve, then the preheated oil is selected up to the production decline up to the cost effective value for the given well, after that the cycles are repeated.
EFFECT: increase of the efficiency and quality of steam-thermal effect on the reservoir with high-viscosity oil, reservoir properties keeping, reduction of the heat losses during the method implementation.
3 dwg, 2 tbl

Description

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может быть использовано для добычи высоковязкой нефти при пароциклическом воздействии на пласт.The invention relates to the field of oil field development and can be used for the production of highly viscous oil with a steam cycle effect on the reservoir.

Известен способ циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью (патент RU №2164289, МПК E21B 43/24, опубл. 20.03.2001 г., бюл. №8), включающий закачку через скважину расчетного количества парогазового теплоносителя, содержащего водяной пар, растворимый в нефти газ и неконденсирующийся газ, и последующий отбор продукции скважины. Причем парогазовый теплоноситель вырабатывают с таким составом, чтобы в газообразной неконденсирующейся фазе его содержался свободный кислород. Когда температура в призабойной зоне превышает температуру парогаза на забое скважины, максимальную мольную концентрацию кислорода поддерживают в пределах, определяемых расчетным соотношением.A known method of cyclic exposure to steam-gas coolant on the bottomhole formation zone with viscous oil (patent RU No. 2164289, IPC E21B 43/24, published March 20, 2001, bull. No. 8), comprising injecting the calculated amount of combined-cycle heat-containing fluid containing water through the well steam, oil-soluble gas and non-condensable gas, and subsequent selection of well production. Moreover, the gas-vapor coolant is generated with such a composition that free oxygen is contained in the gaseous non-condensing phase. When the temperature in the bottom-hole zone exceeds the temperature of the gas-vapor at the bottom of the well, the maximum molar concentration of oxygen is maintained within the limits determined by the calculated ratio.

Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:

- во-первых, низкая эффективность паротеплового воздействия на пласт, поскольку при реализации способа не определено допустимое давление нагнетания пара в скважину в зависимости от типа пород - карбонатных или терригенных. Допустимое давление закачки пара в зависимости от типа породы имеет важное значение при разработке залежи высоковязкой нефти путем пароциклического воздействия, поэтому при реализации данного способа высока вероятность прорыва кровли пласта под действием давления нагнетания пара, ухода пара в другой горизонт. С другой стороны, при недостаточном давлении пара пласт не будет полностью охвачен паротепловым воздействием, что также снижает объем паровой камеры;- firstly, the low efficiency of the steam-thermal effect on the formation, since the implementation of the method does not determine the permissible pressure of steam injection into the well, depending on the type of rock - carbonate or terrigenous. The permissible steam injection pressure, depending on the type of rock, is important when developing a highly viscous oil deposit by means of a steam cycle, therefore, when implementing this method, it is highly likely that the formation roof will break through under the influence of steam injection pressure and steam will escape to another horizon. On the other hand, with insufficient steam pressure, the formation will not be completely covered by the steam-thermal effect, which also reduces the volume of the steam chamber;

- во-вторых, перегрев пласта до температур, опасных для эксплуатационной колонны скважины из-за того, что свободный кислород вступает в реакцию жидкофазного окисления с пластовой нефтью с выделением дополнительного тепла непосредственно в пласте;- secondly, overheating of the formation to temperatures hazardous to the production casing of the well due to the fact that free oxygen enters into a liquid-phase oxidation reaction with the formation oil with the release of additional heat directly in the formation;

- в-третьих, высокие энергетические затраты, обусловленные высокими тепловыми потерями, разогретый пласт быстро остывает ввиду отсутствия герметизации при реализации способа. В результате температура в пласте быстро падает до исходной, а вязкость нефти возрастает.- thirdly, high energy costs due to high heat losses, the heated reservoir cools quickly due to the lack of sealing during the implementation of the method. As a result, the temperature in the reservoir rapidly drops to the initial one, and the viscosity of the oil increases.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежей высоковязкой нефти путем паротеплового воздействия (патент RU №2361074, МПК E21B 43/24, опубл. 10.07.2009 г., бюл №19), включающий закачку чередующимися оторочками раствора реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа, и пара. В качестве указанного реагента используют карбамид, закачку указанного раствора осуществляют через добывающую скважину не менее чем двумя оторочками, после закачки последней оторочки пара осуществляют закачку оторочки нефти, выдерживают указанную скважину для пропитки, затем пускают в эксплуатацию, при этом указанный раствор дополнительно содержит аммиачную селитру, аммоний роданистый, комплексное поверхностно-активное вещество - ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь неионогенного ПАВ - АФ 9-12, или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфонола, или NPS-6.The closest in technical essence is the method of developing deposits of high-viscosity oil by steam-thermal treatment (patent RU No. 2361074, IPC E21B 43/24, published July 10, 2009, Bull. No. 19), including the injection of alternating rims of the reagent solution under the action of the decomposing temperature with the release of carbon dioxide, and steam. Urea is used as the specified reagent, the specified solution is injected through the producing well by at least two rims, after the last steam rim is injected, the rim of the oil is injected, the indicated well is soaked for impregnation, then it is put into operation, while the specified solution additionally contains ammonium nitrate, ammonium thiocyanate, a complex surfactant - surfactant Neftenol VVD, or a mixture of nonionic surfactant - AF 9-12, or NP-40, or NP-50 and anionic surfactant - volgonate or sulfonol, or NPS-6.

Недостатки способа:The disadvantages of the method:

- во-первых, низкая эффективность паротеплового воздействия на пласт, поскольку при реализации способа не определено допустимое давление нагнетания пара в скважину в зависимости от типа пород - карбонатных или терригенных. Допустимое давление закачки пара в зависимости от типа породы имеет важное значение при разработке залежи высоковязкой нефти путем пароциклического воздействия, поэтому при реализации данного способа высока вероятность прорыва кровли пласта под действием давления нагнетания пара, ухода пара в другой горизонт. С другой стороны, при недостаточном давлении пара пласт не будет полностью охвачен паротепловым воздействием, что также снижает объем паровой камеры;- firstly, the low efficiency of the steam-thermal effect on the formation, since the implementation of the method does not determine the permissible pressure of steam injection into the well, depending on the type of rock - carbonate or terrigenous. The permissible steam injection pressure, depending on the type of rock, is important when developing a highly viscous oil deposit by means of a steam cycle, therefore, when implementing this method, it is highly likely that the formation roof will break through under the influence of steam injection pressure and steam will escape to another horizon. On the other hand, with insufficient steam pressure, the formation will not be completely covered by the steam-thermal effect, which also reduces the volume of the steam chamber;

- во-вторых, низкое качество паротеплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью раствором реагента, в качестве которого применяют карбамид, оказывающий корродирующее действие в скважине, кроме того, его растворение в воде (конденсате пара) является эндотермической реакцией, которая сопровождается снижением температуры в пласте, кроме того, химические реагенты закачиваются в пласт раздельно без смешивания на устье, что может привести к неконтролируемой химической реакции в пласте высоковязкой нефти;- secondly, the low quality of the steam-thermal effect on the formation with a highly viscous oil with a reagent solution, which is used as carbamide, which has a corrosive effect in the well, in addition, its dissolution in water (steam condensate) is an endothermic reaction, which is accompanied by a decrease in temperature in the formation in addition, chemicals are injected into the formation separately without mixing at the wellhead, which can lead to an uncontrolled chemical reaction in the formation of high-viscosity oil;

- в-третьих, снижение коллекторских свойств пласта, так как вместе с закачкой пара поочередно закачивается большое количество химических реагентов: карбамида, аммиачной селитры, аммония роданистого, комплексного ПАВ и т.д.;- thirdly, a decrease in the reservoir properties of the formation, since together with the injection of steam, a large number of chemicals are simultaneously pumped: urea, ammonium nitrate, rhodanum ammonium, a complex surfactant, etc .;

- в-четвертых, высокие тепловые потери, так как теплоноситель (пар с химическими реагентами) закачивается в пласт с высоковязкой нефтью по межтрубному пространству, разогретый пласт быстро остывает ввиду отсутствия герметизации при реализации способа. В результате температура в пласте быстро падает до исходной, а вязкость нефти возрастает.- fourthly, high heat losses, since the coolant (steam with chemical reagents) is pumped into the reservoir with highly viscous oil through the annulus, the heated reservoir cools quickly due to the lack of sealing during the implementation of the method. As a result, the temperature in the reservoir rapidly drops to the initial one, and the viscosity of the oil increases.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности и качества паротеплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью, сохранение коллекторских свойств пласта и сокращение тепловых потерь.The technical objectives of the invention are to increase the efficiency and quality of the steam and thermal effects on the formation with highly viscous oil, preserve the reservoir properties of the formation and reduce heat loss.

Поставленные задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием, включающим бурение скважины, спуск колонны труб с насосом в добывающую горизонтальную скважину, пароциклическую обработку пласта с высоковязкой нефтью закачкой теплоносителя, выдержку скважины для пропитки, запуск добывающей скважины в эксплуатацию.The tasks are solved by the method of developing a highly viscous oil deposit with a paracyclic effect, including drilling a well, lowering a pipe string with a pump into a horizontal production well, parocyclic treatment of a formation with high-viscosity oil by pumping a coolant, holding a well for impregnation, putting a production well into operation.

Новым является то, что бурят добывающую горизонтальную скважину в нижней четверти толщи нефтенасыщенного пласта, определяют давление гидроразрыва пласта - ГРП в карбонатных породах проведением тест-закачки, а в терригенных породах - проведением минигидравлического разрыва пласта - мини-ГРП, затем на устье скважины колонну труб оснащают снизу вверх: перфорированным хвостовиком, насосом, перепускным клапаном, перепускающим из колонны труб в межтрубное пространство, надувным пакером, после чего спускают колонну труб в скважину так, чтобы надувной пакер размещался напротив кровли пласта с высоковязкой нефтью, производят посадку надувного пакера в скважине, затем на устье нагнетательную линию для закачки теплоносителя обвязывают со смесителем, парогенератором и насосным агрегатом, причем в качестве теплоносителя используют двухкомпонентную смесь, состоящую из пара с температурой 200-220°С с добавлением легкого углеводорода из расчета 1 л легкого углеводорода на 5 кг пара, осуществляют пароциклическое воздействие двухкомпонетной смесью, приготовленной на устье скважины, на пласт с высоковязкой нефтью в течение 15 сут при открытом перепускном клапане, затем осуществляют технологическую выдержку в течение 7 сут на пропитку при закрытом перепускном клапане, далее производят отбор разогретой нефти до снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины, после чего циклы повторяют.What is new is that a horizontal production well is drilled in the lower quarter of the oil-saturated layer, hydraulic fracturing pressure is determined - hydraulic fracturing in carbonate rocks by test injection, and in terrigenous rocks - mini-hydraulic fracturing - mini hydraulic fracturing, then a pipe string at the wellhead equipped from bottom to top: with a perforated liner, a pump, a bypass valve, transferring from the pipe string to the annulus, an inflatable packer, and then the pipe string is lowered into the well so that the inflatable packer was placed opposite the top of the reservoir with highly viscous oil, the inflatable packer was planted in the well, then at the mouth the injection line for pumping the coolant was tied with a mixer, a steam generator and a pump unit, and a two-component mixture consisting of steam with a temperature of 200-220 was used as a coolant ° C with the addition of a light hydrocarbon at the rate of 1 liter of light hydrocarbon per 5 kg of steam, a two-component mixture, prepared at the wellhead, is subjected to a cyclic effect reservoir with high viscosity oil for 15 days with an open bypass valve, then carry out technological exposure for 7 days for impregnation with a closed bypass valve, then preheated oil is selected to reduce the flow rate to a cost-effective value for a given well, after which the cycles are repeated.

На фиг. 1 схематично изображен предлагаемый способ.In FIG. 1 schematically depicts the proposed method.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.The proposed method is implemented as follows.

Бурят горизонтальную скважину 1 (см. фиг. 1) в нижней четверти толщи нефтенасыщенного пласта. После бурения горизонтальной скважины 1 в залежи высоковязкой нефти крепят скважину спуском и цементрированием обсадной колонны. После чего перфорируют обсадную колонну в продуктивном интервале и определяют давление гидроразрыва пород, вскрытых горизонтальной скважиной 1. Давление гидроразрыва (Pk) для карбонатных пород определяют проведением тест-закачки со ступенчатым изменением расхода закачки жидкости следующим образом.A horizontal well 1 is drilled (see FIG. 1) in the lower quarter of the oil-saturated formation. After drilling a horizontal well 1 in a reservoir of high-viscosity oil, a well is fastened by running and cementing the casing. After that, the casing is perforated in the production interval and the fracturing pressure of the rocks exposed by the horizontal well 1 is determined. The fracturing pressure (P k ) for carbonate rocks is determined by conducting a test injection with a stepwise change in the fluid injection rate as follows.

Для этого в горизонтальную скважину 1 спускают колонну труб до верха интервала перфорации (на фиг. 1 показано). С помощью насосного агрегата (на фиг. 1 не показан) нагнетают жидкость, например сточную воду, с увеличением расхода (см. табл. 1).For this, a pipe string is lowered into a horizontal well 1 to the top of the perforation interval (shown in Fig. 1). Using a pumping unit (not shown in FIG. 1), a liquid, for example waste water, is injected with an increase in flow rate (see table. 1).

Figure 00000001
Figure 00000001

По данным записи давления в процессе тест-закачки определяют точку перелома кривой, которая и показывает давление разрыва пород. По графику на фиг. 2 видно, что давление в карбонатных породах составляет Pk=26 атм.=2,6 МПа.According to the pressure recording data during the test injection, the fracture point of the curve is determined, which shows the rock fracture pressure. According to the graph in FIG. 2 shows that the pressure in the carbonate rocks is P k = 26 atm. = 2.6 MPa.

Давление гидроразрыва (PT) для терригенных пород определяют проведением мини-ГРП следующим образом.Hydraulic fracturing pressure (P T ) for terrigenous rocks is determined by mini-fracturing as follows.

В скважину 1 спускают колонну труб до верха интервала перфорации. С помощью насосного агрегата нагнетают гелированную жидкость с порцией проппанта фракции 20/40 меш, например, как в табл. 2.A pipe string is lowered into the well 1 to the top of the perforation interval. Using a pumping unit, the gelled liquid is pumped with a portion of the proppant fraction 20/40 mesh, for example, as in table. 2.

Figure 00000002
Figure 00000002

По данным записи давления в процессе мини-ГРП (см. фиг. 3) определяют давление разрыва. Точка начала резкого спада давления показывает давление ГРП.According to the pressure record in the process of mini-hydraulic fracturing (see Fig. 3), the burst pressure is determined. The start point of a sharp drop in pressure indicates the hydraulic fracturing pressure.

Таким образом, из графика на фиг. 3 видно, что давление гидроразрыва терригенных пород PT=45 атм.=4,5 МПа.Thus, from the graph in FIG. 3 shows that the fracturing pressure of terrigenous rocks P T = 45 atm. = 4.5 MPa.

В добывающую горизонтальную скважину 1 спускают колонну труб 2, оснащенную хвостовиком 2', насосом 3 любой известной конструкции, например винтовым, выше которого установлен перепускной клапан 4, имеющий возможность перепускать теплоноситель из колонны труб 2 в межтрубное пространство 5, выше перепускного клапана 4 на колонне труб 2 размещают надувной пакер 6. Колонну труб 2 спускают в добывающую горизонтальную скважину 1 таким образом, чтобы надувной пакер 6 размещался напротив кровли 7 пласта 8. Производят посадку надувного пакера 6 в добывающей горизонтальной скважине 1 закачкой жидкости по колонне труб 2, например, под давлением 2,0 МПа.A pipe string 2, equipped with a liner 2 ', is pumped into the producing horizontal well 1, a pump 3 of any known design, for example a screw, above which a bypass valve 4 is installed, with the ability to transfer the coolant from the pipe string 2 into the annulus 5, above the bypass valve 4 on the column inflatable packer 6 is placed in the pipes 2. The pipe string 2 is lowered into the producing horizontal well 1 so that the inflatable packer 6 is located opposite the roof 7 of the formation 8. The inflatable packer 6 is planted in the production horizontal well 1 by pumping fluid through a pipe string 2, for example, under a pressure of 2.0 MPa.

Надувной пакер 6, установленный напротив кровли 7 пласта 8, позволяет снизить потери тепла по стволу горизонтальной скважины 1 и межтрубному пространству 5, тем самым повышается эффективность способа и сохраняется температура в зоне прогрева.An inflatable packer 6, installed opposite the roof 7 of formation 8, can reduce heat loss along the horizontal wellbore 1 and annulus 5, thereby increasing the efficiency of the method and maintaining the temperature in the heating zone.

Кроме того, надувной пакер работает при высоких температурах, имеет простую и надежную конструкцию без подвижных механических частей, стоек к агрессивным средам, благодаря чему повышаются надежность и долговечность его работы при реализации предлагаемого способа. Втулка 9 перепускного клапана 4 поджата снизу пружиной 10 и перекрывает радиальные отверстия 11 колонны труб 2 в исходном положении.In addition, the inflatable packer operates at high temperatures, has a simple and reliable design without moving mechanical parts, is resistant to aggressive environments, thereby increasing the reliability and durability of its operation when implementing the proposed method. The sleeve 9 of the bypass valve 4 is pressed from below by a spring 10 and blocks the radial holes 11 of the pipe string 2 in the initial position.

Если горизонтальная скважина 1 пробурена в карбонатных породах, то допустимое давление закачки пара не должно превышать 2,6 МПа.If horizontal well 1 is drilled in carbonate rocks, then the permissible steam injection pressure should not exceed 2.6 MPa.

Если горизонтальная скважина 1 пробурена в терригенных породах, то допустимое давление закачки пара не должно превышать 4,5 МПа.If horizontal well 1 is drilled in terrigenous rocks, then the permissible steam injection pressure should not exceed 4.5 MPa.

Далее на устье горизонтальной скважины 1 с помощью смесителя 12 собирают нагнетательную линию 13 закачки теплоносителя в горизонтальную скважину 1. В качестве теплоносителя используют двухкомпонентную смесь, состоящую из пара с температурой 200-220°С с добавлением легкого углеводорода из расчета 1 л легкого углеводорода на 5 кг пара.Next, at the mouth of a horizontal well 1, a mixer 12 collects the injection line 13 for pumping coolant into a horizontal well 1. As a coolant, a two-component mixture consisting of steam with a temperature of 200-220 ° C with the addition of a light hydrocarbon at the rate of 1 liter of light hydrocarbon per 5 kg of steam.

Например, на 1 т = 1000 кг пара осуществляют впрыск 200 л петролейного эфира (т.е. на 5 кг пара добавляем 1 л легкого углеводорода).For example, for 1 t = 1000 kg of steam, 200 liters of petroleum ether are injected (i.e., for 5 kg of steam we add 1 liter of light hydrocarbon).

Одновременно с закачкой пара на устье горизонтальной скважины 1 производят впрыск легких углеводородов, например углеводородов петролейной фракции, относящейся к наиболее легковыкипающим фракциям нефти. Петролейную фракцию (или петролейный эфир) используют в качестве растворителя при экстракции различных углеводородов, нефти, битумов из горных пород.Simultaneously with the injection of steam at the mouth of the horizontal well 1, light hydrocarbons are injected, for example, hydrocarbons of the petroleum fraction, which is one of the most easily boiling oil fractions. The petroleum fraction (or petroleum ether) is used as a solvent in the extraction of various hydrocarbons, oil, bitumen from rocks.

Первый вход смесителя 12 обвязывают с парогенератором 14 для закачки пара, второй вход смесителя 12 обвязывают с насосным агрегатом 15, например, марки ЦА-320 для подачи петролейного эфира. Выход смесителя 12 обвязывают посредством нагнетательной линии 13 с верхним концом колонны труб 2 горизонтальной скважины 1. При этом на устье в нагнетательной линии устанавливают тройник 16, оснащенный задвижками 17 и 18 и манометром 19. В качестве смесителя используют любую конструкцию смесителя 12 лопастную, центробежную, позволяющую смешивать двухкомпонентную смесь.The first input of the mixer 12 is tied to a steam generator 14 for injecting steam, the second input of the mixer 12 is tied to a pump unit 15, for example, CA-320 grade for supplying petroleum ether. The output of the mixer 12 is tied by means of the injection line 13 with the upper end of the pipe string 2 of the horizontal well 1. At the same time, a tee 16 is installed on the mouth in the injection line, equipped with valves 17 and 18 and a pressure gauge 19. Any mixer design 12 is used with a centrifugal mixer 12. allowing you to mix a two-component mixture.

Далее начинают пароциклическую эксплуатацию горизонтальной скважины 1. Для этого открывают задвижку 17 и закрывают задвижку 18 тройника 16. Запускают в работу парогенератор 14 и насосный агрегат 15 с такой подачей, чтобы на 1 тонну пара, подаваемого парогенератором 14 в смеситель 12, насосный агрегат 15 закачивал в смеситель 200 л петролейного эфира.Next, the steam cyclic operation of the horizontal well 1 begins. To do this, open the valve 17 and close the valve 18 of the tee 16. Start the steam generator 14 and the pump unit 15 with such a supply that for 1 ton of steam supplied by the steam generator 14 to the mixer 12, the pump unit 15 pumps 200 l of petroleum ether into the mixer.

В смесителе пар при температуре 200-220°С смешивается с петролейным эфиром и далее по нагнетательной линии 13 и по колонне труб 2 пар, смешанный с петролейным эфиром, под давлением воздействует на перепускной клапан 4, который открывается под давлением 2,0 МПа, при этом пружина 10 сжимается, втулка 9 смещается вниз, открываются радиальные отверстия 11 колонны труб 2 и пар, смешанный с петролейным эфиром, перепускается из колонны труб 2 в межтрубное пространство 5 ниже надувного пакера 6. По межтрубному пространству 5 пар, смешанный с петролейным эфиром, достигает отверстий 20 фильтра 21 горизонтальной скважины 1, по которым попадает в пласт 8. Далее в течение 15 сут производят разогревание пласта 8 в залежи высоковязкой нефти закачкой пара, смешанного с петролейным эфиром. По истечении 15 сут закачку пара, смешанного с петролейным эфиром, прекращают, переключают парогенератор 14 и насосный агрегат 15 на другую пароциклическую скважину (при ее наличии) или отключают.In a mixer the steam at a temperature of 200-220 ° C is mixed with petroleum ether and then through the discharge line 13 and through the pipe string 2 steam mixed with petroleum ether acts under pressure on the bypass valve 4, which opens under a pressure of 2.0 MPa, at the spring 10 is compressed, the sleeve 9 is shifted down, the radial holes 11 of the pipe string 2 open and the steam mixed with petroleum ether is transferred from the pipe string 2 into the annulus 5 below the inflatable packer 6. 5 pairs mixed with petroleum ether along the annulus reaches the holes 20 of the filter 21 of the horizontal well 1, through which it enters the formation 8. Then, within 15 days, the formation 8 is heated up in the reservoir of high-viscosity oil by injection of steam mixed with petroleum ether. After 15 days, the injection of steam mixed with petroleum ether is stopped, the steam generator 14 and the pump unit 15 are switched to another steam cycle well (if any) or turned off.

Перепускной клапан 4 закрывается вследствие отсутствия давления на него сверху и за счет возвратной силы пружины 10. Втулка 9 перекрывает радиальные отверстия 11 колонны труб 2 (см. фиг. 1), что позволяет сохранять тепло в разогретом пласте с высоковязкой нефтью. На устье горизонтальной скважины 1 закрывают задвижки 17 и 18 тройника 16 и выдерживают в течение 7 сут для пропитки пород пласта петролейным эфиром. Открывают задвижку 18 тройника 16 и запускают винтовой насос 3, который по колонне труб 2 перекачивает разогретую нефть на поверхность, и далее через открытую задвижку 18 тройника 16 ее направляют на сборный пункт (на фиг. не показан). Отбор разогретой нефти продолжают до снижения дебита скважины до рентабельно обоснованной величины.The bypass valve 4 is closed due to the lack of pressure on it from above and due to the return force of the spring 10. The sleeve 9 blocks the radial holes 11 of the pipe string 2 (see Fig. 1), which allows you to store heat in a heated reservoir with highly viscous oil. At the mouth of a horizontal well 1, the valves 17 and 18 of the tee 16 are closed and held for 7 days to impregnate the formation rocks with petroleum ether. Open the valve 18 of the tee 16 and start the screw pump 3, which pumps the heated oil to the surface through the pipe string 2, and then through the open valve 18 of the tee 16 it is sent to the assembly point (not shown in Fig.). The selection of heated oil is continued until the well production rate decreases to a cost-effective amount.

Рентабельность - это показатель экономической эффективности скважины. При снижении дебита ниже рентабельной величины эксплуатация скважины становится убыточной, например, ниже 10 м3/сут, т.е. эксплуатация скважины не окупается (затраты превышают доход от отбираемой нефти).Profitability is an indicator of the economic efficiency of a well. With a decrease in flow rate below a cost-effective value, well operation becomes unprofitable, for example, below 10 m 3 / day, i.e. well operation does not pay off (costs exceed the income from the selected oil).

После разогревания пласта паром, смешанным с петролейным эфиром, дебит скважины, например, составляет 20 м3/сут, по мере отбора разогретой нефти пласт остывает и дебит снижается, например, до 8 м3/сут, т.е. ниже рентабельно обоснованной величины. После чего останавливают насос 3, закрывают задвижку 18 тройника 16.After the formation is heated by steam mixed with petroleum ether, the well production rate, for example, is 20 m 3 / day, as the heated oil is removed, the formation cools and the production rate decreases, for example, to 8 m 3 / day, i.e. below cost-effective value. Then stop the pump 3, close the valve 18 of the tee 16.

В дальнейшем повторяют процесс закачки пара, смешанного с петролейным эфиром, как описано выше, начиная с открытия задвижки 17 тройника 16 и запуска в работу парогенератора 14 и насосного агрегата 15.Subsequently, the process of injecting steam mixed with petroleum ether is repeated, as described above, starting with the opening of the valve 17 of the tee 16 and putting the steam generator 14 and the pump unit 15 into operation.

Повышается эффективность паротеплового воздействия на пласт, поскольку перед реализацией способа определяют допустимое давление закачки пара в пласт с высоковязкой нефтью в зависимости от давления гидроразрыва пород:The efficiency of the steam-thermal effect on the formation is increased, since before the implementation of the method, the permissible pressure of steam injection into the formation with high-viscosity oil is determined depending on the fracture pressure of the rocks:

- для карбонатных пород путем проведения тест-закачки со ступенчатым изменением расхода закачки жидкости;- for carbonate rocks by conducting a test injection with a stepwise change in the flow rate of fluid injection;

- для терригенных пород путем проведения мини-ГРП.- for terrigenous rocks by means of mini-hydraulic fracturing.

Это позволяет производить закачку пара при оптимальном давлении (не более 2,6 МПа) для карбонатных пород, например, 2,5 МПа, что контролируется с помощью манометра 19, установленного на устье горизонтальной скважины 1, а также производить закачку пара при оптимальном давлении (не более 4,5 МПа) для терригенных пород, например, 4,4 МПа, что контролируется с помощью манометра 19, установленного на устье горизонтальной скважины 1.This allows steam injection at an optimal pressure (not more than 2.6 MPa) for carbonate rocks, for example, 2.5 MPa, which is controlled by a pressure gauge 19 installed at the mouth of a horizontal well 1, as well as steam injection at an optimal pressure ( not more than 4.5 MPa) for terrigenous rocks, for example, 4.4 MPa, which is controlled by a pressure gauge 19 installed at the mouth of a horizontal well 1.

Это исключает гидравлический разрыв кровли 7 пласта 8 под действием давления нагнетания пара, смешанного с петролейным эфиром (теплоносителем), и, как следствие, уход теплоносителя в другой горизонт. С другой стороны, это позволяет полностью охватить паротепловым воздействием пласт с высоковязкой нефтью и сократить сроки прогревания пласта с высоковязкой нефтью в два раза от 30 до 15 сут.This eliminates the hydraulic rupture of the roof 7 of the formation 8 under the influence of the pressure of steam injection mixed with petroleum ether (heat carrier), and, as a result, the heat carrier goes to another horizon. On the other hand, this makes it possible to completely cover the formation with high-viscosity oil with steam and heat exposure and reduce the heating time of the formation with high-viscosity oil by half from 30 to 15 days.

Повышается качество паротеплового воздействия вследствие закачки в пласт с высоковязкой нефтью двухкомпонентной смеси (пара и петролейного эфира), смешанной на устье скважины в смесителе, что позволяет осуществить равномерное прогревание пласта, исключить как корродирующее действие на скважину закачиваемой смеси, так и снижение температуры в пласте. Кроме того, исключается неконтролируемая химическая реакция реагентов в пласте высоковязкой нефти, так как телоноситель закачивается в пласт с высоковязкой нефтью в смешанном виде.The quality of the heat and steam effect is improved due to the injection of a two-component mixture (steam and petroleum ether) mixed into the well with the mixer at the wellhead, which allows uniform heating of the formation, eliminating both the corrosive effect of the injected mixture on the well and lowering the temperature in the formation. In addition, an uncontrolled chemical reaction of reagents in the reservoir of high viscosity oil is excluded, since the carrier fluid is pumped into the reservoir with high viscosity oil in a mixed form.

Конденсирующаяся горячая вода, скапливающаяся у подошвы пласта, выполняет роль экрана для легкоиспаряемого углеводорода, что позволяет направить испаряющиеся углеводороды в верхнюю часть пласта, повышая эффективность охвата и выработки пласта.Condensing hot water that accumulates at the bottom of the formation acts as a screen for volatile hydrocarbons, which allows evaporating hydrocarbons to be directed to the upper part of the formation, increasing the efficiency of the formation coverage and production.

Предлагаемая двухкомпонентная смесь обладает высокой растворяемостью, что способствует лучшему вымыванию тяжелых фракций высоковязкой нефти из породы коллектора и обладает химической инертностью по отношению к растворяемому веществу, что позволяет сохранить коллекторские свойства пласта с высоковязкой нефтью и снижает межфазное поверхностное натяжение и вязкость нефти.The proposed two-component mixture has high solubility, which contributes to a better leaching of heavy fractions of high viscosity oil from the reservoir rock and has a chemical inertness with respect to the soluble material, which allows to save the reservoir properties of the reservoir with high viscosity oil and reduces interfacial surface tension and viscosity of oil.

Наличие надувного пакера, установленного в скважине на уровне кровли пласта с высоковязкой нефтью, позволяет снизить тепловые потери, так как пакер предотвращает уход тепла из пласта в межколонное пространство выше пакера, благодаря чему пласт остывает в два раза медленнее, чем описано в прототипе, дольше сохраняя пониженную вязкость разогретой нефти.The presence of an inflatable packer installed in the well at the top of the formation with highly viscous oil helps to reduce heat loss, since the packer prevents heat from leaving the formation in the annular space above the packer, due to which the formation cools twice as slowly as described in the prototype, while maintaining reduced viscosity of heated oil.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием позволяет:The proposed method for the development of a highly viscous oil deposit with a steam cycle allows:

- повысить эффективность и качество паротеплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью;- to increase the efficiency and quality of steam and thermal effects on the reservoir with high viscosity oil;

- сохранить коллекторские свойства пласта с высоковязкой нефтью;- to save the reservoir properties of the reservoir with high viscosity oil;

- снизить тепловые потери при реализации способа.- reduce heat loss during the implementation of the method.

Claims (1)

Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием, включающий бурение скважины, спуск колонны труб с насосом в добывающую горизонтальную скважину, пароциклическую обработку пласта с высоковязкой нефтью закачкой теплоносителя, выдержку скважины для пропитки, затем запуск добывающей скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что бурят добывающую горизонтальную скважину в нижней четверти толщи нефтенасыщенного пласта, определяют давление гидроразрыва пласта - ГРП в карбонатных породах проведением тест-закачки, а в терригенных породах - проведением минигидравлического разрыва пласта - мини-ГРП, затем на устье скважины колонну труб оснащают снизу вверх: перфорированным хвостовиком, насосом, перепускным клапаном, перепускающим из колонны труб в межтрубное пространство, надувным пакером, после чего спускают колонну труб в скважину так, чтобы надувной пакер размещался напротив кровли пласта с высоковязкой нефтью, производят посадку надувного пакера в скважине, затем на устье нагнетательную линию для закачки теплоносителя обвязывают со смесителем, парогенератором и насосным агрегатом, причем в качестве теплоносителя используют двухкомпонентную смесь, состоящую из пара с температурой 200-220°С с добавлением легкого углеводорода из расчета 1 л легкого углеводорода на 5 кг пара, осуществляют пароциклическое воздействие двухкомпонетной смесью, приготовленной на устье скважины, на пласт с высоковязкой нефтью в течение 15 сут при открытом перепускном клапане, затем осуществляют технологическую выдержку в течение 7 сут на пропитку при закрытом перепускном клапане, далее производят отбор разогретой нефти до снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины, после чего циклы повторяют.A method for developing a highly viscous oil deposit with a paracyclic effect, including drilling a well, releasing a pipe string with a pump into a producing horizontal well, steam cyclic treatment of a formation with high viscosity oil by pumping a coolant, holding a well for impregnation, and then putting a producing well into operation, characterized in that the producing horizontal is drilled a well in the lower quarter of the oil saturated layer, the hydraulic fracturing pressure is determined - hydraulic fracturing in carbonate rocks by a test injection, and in terrigenous rocks - by mini-hydraulic fracturing — mini-hydraulic fracturing, then at the wellhead the pipe string is equipped from bottom to top: with a perforated liner, a pump, an overflow valve, bypassing the pipe string into the annulus, an inflatable packer, and then the pipe string is lowered into the well so that the inflatable packer is located opposite the top of the formation with highly viscous oil, the inflatable packer is planted in the well, then at the mouth the injection line is connected to the mixer with the coolant, a steam generator and a pump unit, moreover, a two-component mixture consisting of steam with a temperature of 200-220 ° C with the addition of a light hydrocarbon at the rate of 1 liter of light hydrocarbon per 5 kg of steam is used as a heat carrier, and a two-component mixture prepared at the wellhead is subjected to a cyclic effect formation with highly viscous oil for 15 days with an open bypass valve, then carry out technological exposure for 7 days for impregnation with a closed bypass valve, then select heated oil until the production rate decreases to a cost-effective value for a given well, after which the cycles are repeated.
RU2016131069A 2016-07-27 2016-07-27 Recovery method of high-viscosity oil deposit by steam cyclic effect RU2624858C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016131069A RU2624858C1 (en) 2016-07-27 2016-07-27 Recovery method of high-viscosity oil deposit by steam cyclic effect

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016131069A RU2624858C1 (en) 2016-07-27 2016-07-27 Recovery method of high-viscosity oil deposit by steam cyclic effect

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2624858C1 true RU2624858C1 (en) 2017-07-07

Family

ID=59312590

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016131069A RU2624858C1 (en) 2016-07-27 2016-07-27 Recovery method of high-viscosity oil deposit by steam cyclic effect

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2624858C1 (en)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107476789A (en) * 2017-09-20 2017-12-15 东营华力石油技术股份有限公司 One kind linkage packer note adopts integrated pump and method
CN112963129A (en) * 2021-04-08 2021-06-15 中海石油(中国)有限公司 Turbine-driven centrifugal pump system for offshore heavy oil recovery and steam injection and oil recovery method
RU2757616C1 (en) * 2021-03-03 2021-10-19 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Кубанский государственный технологический университет» (ФГБОУ ВО «КубГТУ») Method for oil field development
CN115370324A (en) * 2021-05-20 2022-11-22 中国石油化工股份有限公司 Natural gas hydrate heat injection exploitation system and method

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4706751A (en) * 1986-01-31 1987-11-17 S-Cal Research Corp. Heavy oil recovery process
RU2164289C2 (en) * 1999-01-15 2001-03-20 Открытое акционерное общество Российский научно-исследовательский и проектный институт по термическим методам добычи нефти Process of cyclic action with steam and gas heat-transfer agent on face zone of pool with viscous oil
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
RU2344280C1 (en) * 2007-04-02 2009-01-20 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" Method of high-viscosity oils and bitumens pools development by straight-horizontal wells
RU2361074C2 (en) * 2007-04-09 2009-07-10 Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук Procedure for development of deposits of high viscous oil (versions)

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4706751A (en) * 1986-01-31 1987-11-17 S-Cal Research Corp. Heavy oil recovery process
RU2164289C2 (en) * 1999-01-15 2001-03-20 Открытое акционерное общество Российский научно-исследовательский и проектный институт по термическим методам добычи нефти Process of cyclic action with steam and gas heat-transfer agent on face zone of pool with viscous oil
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
RU2344280C1 (en) * 2007-04-02 2009-01-20 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" Method of high-viscosity oils and bitumens pools development by straight-horizontal wells
RU2361074C2 (en) * 2007-04-09 2009-07-10 Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук Procedure for development of deposits of high viscous oil (versions)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107476789A (en) * 2017-09-20 2017-12-15 东营华力石油技术股份有限公司 One kind linkage packer note adopts integrated pump and method
CN107476789B (en) * 2017-09-20 2023-07-18 东营华力石油技术股份有限公司 Injection and production integrated pump and method of linkage packer
RU2757616C1 (en) * 2021-03-03 2021-10-19 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Кубанский государственный технологический университет» (ФГБОУ ВО «КубГТУ») Method for oil field development
CN112963129A (en) * 2021-04-08 2021-06-15 中海石油(中国)有限公司 Turbine-driven centrifugal pump system for offshore heavy oil recovery and steam injection and oil recovery method
CN115370324A (en) * 2021-05-20 2022-11-22 中国石油化工股份有限公司 Natural gas hydrate heat injection exploitation system and method

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2624858C1 (en) Recovery method of high-viscosity oil deposit by steam cyclic effect
US4078610A (en) Low friction loss method for fracturing a subterranean geothermal earth formation
CN101300401B (en) Methods and systems for producing fluid from an in situ conversion process
Butler et al. Theoretical studies on the gravity drainage of heavy oil during in‐situ steam heating
CA2996882C (en) Use of gaseous phase natural gas as a carrier fluid during a well intervention operation
US4399868A (en) Unplugging brine-submerged perforations
US10081759B2 (en) Method, apparatus, and composition for increased recovery of hydrocarbons by paraffin and asphaltene control from reaction of fuels and selective oxidizers in the subterranean environment
RU2576267C1 (en) Method for combined effect on formations containing hydrocarbons and/or solid organic substances and device for implementing said method
RU2671880C1 (en) Method of extraction of oil-kerogen containing reservoirs and technological complex for its implementation
US20150107833A1 (en) Recovery From A Hydrocarbon Reservoir
US4121661A (en) Viscous oil recovery method
US20140096958A1 (en) Method, apparatus and composition to increase recovery of hydrocarbons by reaction of selective oxidizers and fuels in the subterranean environment
US4007791A (en) Method for recovery of crude oil from oil wells
US2889884A (en) Process for increasing permeability of oil bearing formation
US10047275B2 (en) Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions
US20200240249A1 (en) Method for exerting a combined effect on the near-wellbore region of a producing formation
RU2652049C1 (en) Method of gasocyclic injection of liquid carbon dioxide under supercritical conditions in the oil producing well
US20160230522A1 (en) DEEPGAD Bitumen-Heavy Oil Extraction process
US3707189A (en) Flood-aided hot fluid soak method for producing hydrocarbons
RU2645058C1 (en) Method for development of high-viscous oil deposit with cyclic steam soaking
RU2066744C1 (en) Method for intensification of oil recovery
RU2331764C2 (en) Method for bottomhole treatment of oil producing wells and device to implement such method
RU2713682C1 (en) Method of development of a deposit of high-viscosity and ultra-viscous oil by thermal methods at a late stage of development
WO2021010935A1 (en) Method for the combined hydrogen and thermobaro chemical treatment ("tbc-ehr") of the near-wellbore region of a producing formation
RU2393346C1 (en) Hydrocarbon extraction method