RU1805212C - Process of development of oil fields - Google Patents
Process of development of oil fieldsInfo
- Publication number
- RU1805212C RU1805212C SU904778804A SU4778804A RU1805212C RU 1805212 C RU1805212 C RU 1805212C SU 904778804 A SU904778804 A SU 904778804A SU 4778804 A SU4778804 A SU 4778804A RU 1805212 C RU1805212 C RU 1805212C
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- oil
- formation
- vertical
- reservoir
- Prior art date
Links
Landscapes
- Fats And Perfumes (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, к разработке нефт ных месторождений шахтным способом с применением теплового воздействи на пласт. Цель - повышение нефтеотдачи неоднородных пластов с вертикальной и крутонаклонной трещиноватостью. Дл этого ниже подошвы нефт ного пласта проходит;- шахтный ствол, Из шахтного ствола проход т горизонтальную горную выработку, в которой через равные рассто ни сооружают буровые камеры, Из каждой буровой камеры снизу вверх бур т веерообразно пологонак- лонные, крутонаклонные и вертикальные скважины, равномерно располага их по сечению разрабатываемого пласта. Разбивают все скважины на группы. Закачку теплоносител ведут в отдельные группы скважин. Равномерно прогревают весь объем разрабатываемого пласта, Одновременно отбирают нефть из остальных групп скважин. После прогрева пласта до температуры, характеризующейс минимальным снижением в зкости нефти, закачивают в вертикальные и крутонаклонные скважины с наименьшей продуктивностью вытесн ющий агент. Дл увеличени темпа отбора нефти из пласта закачку вытесн ющего агента ведут при давлении , превышающем давление закачки теплоносител . 1 з.п. ф-лы, 4 ил. елThe invention relates to the oil industry, to the development of oil fields by a mine method using thermal action on the formation. The goal is to increase oil recovery in heterogeneous formations with vertical and steeply inclined fractures. To do this, it passes below the bottom of the oil reservoir; - a mine shaft, Horizontal mine workings pass from the mine shaft, in which drill chambers are constructed at equal distances, From each drill chamber, from the bottom up, they drift fan-shaped sloping, steeply inclined and vertical wells, evenly positioning them over the cross section of the developed reservoir. Break all the wells into groups. The coolant is pumped into separate groups of wells. The entire volume of the developed reservoir is evenly heated. At the same time, oil is taken from the remaining groups of wells. After the formation is heated to a temperature characterized by a minimal decrease in oil viscosity, a displacing agent is pumped into vertical and steep-hole wells with the lowest productivity. In order to increase the rate of oil recovery from the reservoir, the displacing agent is injected at a pressure exceeding the pressure of the coolant. 1 s.p. f-ly, 4 ill. ate
Description
Изобретение относитс к области разработки нефт ных месторождений шахтным способом с применением теплового воздействи на пласт, в частности к способам разработки неоднородных трещиноватых пластов, содержащих высо.ков зкую нефть или подвижные битумы.The invention relates to the field of oil field development using a shaft method using thermal action on a formation, in particular to methods for developing heterogeneous fractured formations containing high viscosity oil or mobile bitumen.
Целью насто щего изобретени вл етс повышение нефтеотдачи при прим.ене- н.ии способа в неоднородных трещиноватых пластах за. счет более полного охвата его процессом воздействи .An object of the present invention is to enhance oil recovery by applying a method in heterogeneous fractured formations. due to a more complete coverage of its impact process.
На фиг.1 показан участок пласта с горными выработками и скважинами.Figure 1 shows a section of the reservoir with mine workings and wells.
Вертикальный шахтный ствол 1 проходит ниже подошвы нефт ного пласта 2. ИзThe vertical shaft 1 extends below the bottom of the oil reservoir 2. From
шахтного ствола 1 под нефт ным пластом 2 проход т горизонтальную горную выработку 3, в которой через равные рассто ни сооружают буровые камеры 4. Из каждой буровой камеры снизу вверх бур т веерообразно пологонаклонные 5, кругонаклонные 6 и вертикальные скважины 7, равномерно располага их по сечению разрабатываемого пласта и оборуду их дл закачки пара и отбора нефти. После чего все скважины дел т на группы таким образом, чтобы скважи- ны каждой группы равномерно охватывали пласт.a shaft mine 1 underneath the oil reservoir 2 runs a horizontal mine 3, in which drill chambers 4 are constructed at equal distances. From each drill chamber, they are drilled fan-shaped half-inclined 5, circular-inclined 6 and vertical wells 7, evenly spaced across them the developed reservoir and their equipment for steam injection and oil recovery. After that, all wells are divided into groups so that the wells of each group uniformly cover the formation.
Одни из возможных вариантов делени скважин на группы показаны на фиг.2 и 3.One of the possible options for dividing wells into groups is shown in Figs. 2 and 3.
юYu
Наиболее оптимальным вл етс варинт (см. фиг.2), при котором скважины дел т а две группы а и б.The most optimal is the option (see Fig. 2), in which the wells are divided into two groups a and b.
В этом варианте наилучшим -образом читываетс вышеуказанный принцип - авномерный охват пласта прогревом, На фиг.З скважины разбиты н.а три групы а, .- .In this embodiment, the above principle is read in the best manner — the uniform coverage of the formation by heating. In FIG. 3, three groups a, .- are broken.
Количество rpyrrrt по закачке теплоносиел в каждом конкретном случае зависит от приемистости, те м.п а закачки теплоносите и определ етс опытным путем. .The amount of rpyrrrt for the injection of heat transfer fluids in each particular case depends on the injection rate, whereas the amount of heat transfer pumped is determined experimentally. .
. После разбивки скважин на группы осуествл ют закачку теплоносител (пара) с авлением 0,2-0,3 МПа поочередно в каждую группу, скважин. При этом скважины, не наход щиес - под закачкой, используют .в качестве добывающих. По мере прогрева пласта продолжительность циклов закачки уменьшают, а. циклов добычи нефти - увеличивают .. After dividing the wells into groups, coolant (steam) is injected with a pressure of 0.2-0.3 MPa in turn into each group of wells. At the same time, wells that are not under injection are used as production wells. As the formation warms up, the duration of the injection cycles is reduced as well. oil production cycles - increase.
Скважины, в которых температура повысилась до величины, выше которой в зкость нефти существенно не снижаетс , используют только в качестве добывающих. .После прогрева пласта, в пределах разрабатываемого участка до указанной температур ры, переход т к вытеснению оставшейс в пласте нефти каким-либо вытесн ющим агентом: попутно добываемой водой, воздухом , водовоздушной смесью, холодной водой с добавками химреагентов и т.д., закачива -его в- вертикальные скважины 7 при давлении 0,4-0,6 МПа (давлении, большем давлени захачхи теплоносител , способствующем наиболее эффективному вытеснению нефти из пористых блоков в трещины и скважины), одновременно добы- ва .нефть из остальных скважин, В качестве .нагнетательных.используют скважины с на именьщим дебитом, т.е. с минимальной про дуктивностью, ; ,Wells in which the temperature has risen to a value above which the viscosity of the oil does not significantly decrease are used only as production wells. .After heating the formation, within the developed area to the indicated temperature, it proceeds to displace the oil remaining in the formation by some displacing agent: produced water, air, water-air mixture, cold water with additives of chemical reagents, etc. - its vertical wells 7 at a pressure of 0.4-0.6 MPa (pressure higher than the pressure of the coolant, which contributes to the most efficient displacement of oil from porous blocks into cracks and wells), while producing oil from other wells, B qual TBE .nagnetatelnyh.ispolzuyut wells with imenschim flow rate, i.e., with minimal productivity,; ,
..Пример. За вленный способ может быть реализован на Ярегском месторождении Коми АССР. Продуктивный пласт этого месторождени средней толщиной 20 м подстилаетс подошвенной водой и содержит нефть в зкостью 15 тыс, МПа1 с. Нефте- содержащий коллектор разбит двум взаимоперпендикул рными.системами тектонических нарушений, -расположенных в среднем через 20-25 м. Проницаемость -этих зон значительно превышает проницаемость поровой части пласта. На Ярегском месторождении примен етс шахтный способ добычи нефти. - ...Example. The claimed method can be implemented at the Yarega field of the Komi ASSR. The reservoir of this field with an average thickness of 20 m is underlain with bottom water and contains oil with a viscosity of 15 thousand, MPa1 s. The oil-containing reservoir is divided by two mutually perpendicular systems of tectonic disturbances, located on average 20-25 m. The permeability of these zones significantly exceeds the permeability of the pore part of the formation. At the Yaregskoye field, a mine method of oil production is used. -.
Шахтные стволы 1 пройдены до туффи- тового горизонта, расположенного на 20-30 м выше кровли нефт ного пласта (см. фиг.4).Mine shafts 1 are passed up to a tuff horizon located 20-30 m above the top of the oil reservoir (see Fig. 4).
- -
В туффитовом горизонте сооружены горизонтальные горные выработки 2,In the tuffite horizon, horizontal mine workings 2
Дл реализаций способа в таких услови х необходимо пройти наклонную вырзбот-5 ку 3 на 5-6 м ниже нефт ного пласта. Под нефт ным пластом сооружают горизонтальную рабочую горную выработку 4, из которой через каждые 60 м стро т буровые камеры 5. Из камеры бур т 9 скважин, в, т.ч.In order to implement the method under such conditions, it is necessary to pass an inclined projection of 5 to 3 5-6 m below the oil reservoir. A horizontal working mine 4 is constructed under the oil reservoir, from which drilling chambers 5 are built every 60 m. 9 wells are drilled from the chamber, incl.
40 четыре пологонаклокных 6, ч.етыре крутонаклонных 7 и одну вертикальную скважину 8 длиной от 30 до 130 м. Все скважины до подошвы нефт ного пласта обсаживают трубами диаметром 1 14мм, которые цемен15 тируют термостойким цементом. Дл закачки теплоносител скважины на 2/3 длины оборудуют колонной насосно-компрессор-. ных труб диаметром 50-60 мм и дел т на две группы (аналогично фиг.2). Затем начинают40 four half-bladed 6, four steeply inclined 7 and one vertical boreholes 8 with a length of 30 to 130 m. All wells to the bottom of the oil reservoir are cased with pipes with a diameter of 14 mm, which are cemented with heat-resistant cement. To pump the heat carrier of the well at 2/3 of the length, a tubing-compressor is equipped. pipes with a diameter of 50-60 mm and are divided into two groups (similar to Figure 2). Then start
.20 закачку пара давлением 0,2-0,3 МПа в п ть скважин веера через одну, остальные четы-, ре скважины используют дл отбора нефти. Спуст 30 сут. закачку пара прекращают и ввод т под закачку остальные четыре сква25 «ины веера, а скважины, обработанные паром , используют дл добычи нефти..20 injection of steam with a pressure of 0.2-0.3 MPa into five wells of the fan through one, the remaining four wells are used for oil extraction. 30 days later. the steam injection is stopped and the remaining four 25-inch fans are injected, and the steam-treated wells are used for oil production.
Спуст 30 сут вновь перевод т под закачку пара первую группу скважин, а вторую группу скважин используют дл отбора нефгAfter 30 days, the first group of wells is transferred again for steam injection, and the second group of wells is used for the extraction of oil
30 Ти. По мере прогрева пласта продолжительность циклов закачки пара уменьшают с 30 до Ю сут,, а циклов эксплуатации -увеличивают , с 30 до 50 сут, Скважины, в которых температура повысилась до.60-70QC, ис35 пользуют только в качестве.добывающих. .После увеличени средней температуры пласта в пределах разрабатываемого уч аст- ка до 6Q-70°C закачку пара прекращают и около 30% скважин из числа вертикальных30 tees. As the formation warms up, the duration of steam injection cycles is reduced from 30 to 10 days, and the production cycles are increased, from 30 to 50 days, Wells in which the temperature has risen to 60-70 ° C are used only as mining ones. .After increasing the average temperature of the reservoir within the developed area to 6Q-70 ° C, steam injection is stopped and about 30% of vertical wells
4040
и крутонаклонных ввод т под закачку гор чей воды при давлении 0,4-0,6 МПа. Дл закачки используют воду, попутно добываемую из пласта, которую предварительно отдел ют от нефти в специальных емкост х,and steeply inclined, they are injected with hot water at a pressure of 0.4-0.6 MPa. For injection use water, simultaneously produced from the reservoir, which is previously separated from the oil in special tanks
5 расположенных в горных выработках. В качестве нагнетательных скважин используют наиболее низкодебитные скважины, которые наименьшим образом св заны с трещинами . Из остальных скважин отбирают5 located in the mine workings. As injection wells, the lowest production wells are used which are least associated with fractures. From the remaining wells selected
0 нефть, Разработку ведут до увеличени об- водненности продукции до 99%.:0 oil, Development is carried out to increase water cut to 99% .:
. Использование способа позвол ет увеличить темпы отбора нефти из пласта с 11 до 14%-и нефтеотдачи пласта - с 40 до 47%. Using the method allows to increase the rate of oil extraction from the reservoir from 11 to 14% and oil recovery from 40 to 47%
5 по сравнению с базовой технологией, используемой в насто щее врем на Ярегском месторождении Коми АССР, за счет более полного охвата пласта тепловым воздейст- ви ем, и увеличени давлени нагнетани вытесн ющего агента.5 in comparison with the basic technology currently used at the Yaregskoye field of the Komi Autonomous Soviet Socialist Republic, due to a more complete coverage of the formation by thermal influence, and an increase in the discharge pressure of the displacing agent.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904778804A RU1805212C (en) | 1990-01-04 | 1990-01-04 | Process of development of oil fields |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904778804A RU1805212C (en) | 1990-01-04 | 1990-01-04 | Process of development of oil fields |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU1805212C true RU1805212C (en) | 1993-03-30 |
Family
ID=21489759
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU904778804A RU1805212C (en) | 1990-01-04 | 1990-01-04 | Process of development of oil fields |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU1805212C (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2486335C1 (en) * | 2012-01-19 | 2013-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development for ultraviscous oil deposits with thermal influence |
-
1990
- 1990-01-04 RU SU904778804A patent/RU1805212C/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР №.1064672, кл. Е 21 В 43/24, 1979, непубл. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2486335C1 (en) * | 2012-01-19 | 2013-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development for ultraviscous oil deposits with thermal influence |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
SU1082332A3 (en) | Method for working oil deposits | |
US4283088A (en) | Thermal--mining method of oil production | |
US4133384A (en) | Steam flooding hydrocarbon recovery process | |
US4099783A (en) | Method for thermoshaft oil production | |
US4265485A (en) | Thermal-mine oil production method | |
EA016864B1 (en) | Method of hydraulic fracturing of horizontal wells, resulting in increased production | |
US4379592A (en) | Method of mining an oil-bearing bed with bottom water | |
RU2231631C1 (en) | Method of development of an oil pool | |
RU2678738C1 (en) | Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method | |
US4368920A (en) | Method of thermal-mine working of oil reservoir | |
RU1805212C (en) | Process of development of oil fields | |
RU2225942C1 (en) | Method for extraction of bituminous deposit | |
RU2467161C1 (en) | Thermal well method of developing fractured deposit of extra-heavy oil | |
RU2199004C2 (en) | Method of oil formation development | |
US2107007A (en) | Method of increasing recovery from oil sands | |
CA1105379A (en) | Thermal-mining method of oil production | |
RU2213857C2 (en) | Method of oil deposit development | |
RU2117753C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
RU2070284C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
RU2065938C1 (en) | Method of developing oil pool | |
SU929820A1 (en) | Method of thermal-mine working of oil deposit | |
SU1086130A1 (en) | Method of producing oil deposit with mines | |
RU2090742C1 (en) | Method for development of oil formation | |
RU2695421C1 (en) | Thermal method for extraction of high-viscosity oil through vertical well with creation of filter around it | |
RU2791829C1 (en) | Method for limiting water inflow into well |