RU2062865C1

RU2062865C1 - Method for exploitation of high-viscosity oil pool

Info

Publication number: RU2062865C1
Authority: RU
Inventors: Л.М. Рузин; В.П. Филиппов
Original assignee: Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
Priority date: 1991-07-03
Filing date: 1991-07-03
Publication date: 1996-06-27

Abstract

FIELD: oil production. SUBSTANCE: vertical injection wells and horizontal vertical wells are drilled for high-viscosity oil pool. Coolant is pumped in through injection wells and concurrently periodically through horizontal wells until the coolant breaks through to vertical producing wells. After coolant break driving agent is pumped through injection pumps. Sand and bed fluid are extracted through horizontal wells. EFFECT: high productivity. 1 dwg

Description

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений с применением тепла, в частности к разработке месторождений высоковязких нефтей, сложенных слабосцементированными нефтесодержащими породами. The invention relates to the field of development of oil fields using heat, in particular to the development of deposits of high viscosity oils, composed of weakly cemented oil-bearing rocks.

Известны способы теплового воздействия на пласт, включающие закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, пароциклические обработки добывающих скважин и отбор нефти из них, где при различных системах размещения скважин для нагнетания пара используют вертикальные скважины, а для отбора нефти вертикальные и горизонтальные скважины /1/. Known methods of thermal action on the formation, including pumping coolant into injection wells, steam cyclic treatment of producing wells and oil selection from them, where for various systems of wells for vertical injection, vertical wells are used, and vertical and horizontal wells are used for oil selection / 1 /.

Прототипом изобретения является способ разработки залежи нефти, включавший бурение вертикальных и горизонтальных скважин, закачку пара в центральную нагнетательную скважину и отбор нефти через угловые вертикальные и горизонтальные скважины, расположенные между вертикальными /2/. The prototype of the invention is a method of developing an oil deposit, including drilling vertical and horizontal wells, injecting steam into a central injection well and taking oil through angular vertical and horizontal wells located between the vertical / 2 /.

При использовании известных способов в условиях слабосцементированных пород под воздействием пара происходит интенсивное разрушение коллектора и вынос песка в забои горизонтальных добывающих скважин. Это приводит к снижению или прекращению поступления нефти в скважины. Использование традиционных способов удаления песчаных пробок путем спуска промывочных труб в ствол скважины при образовании песчаных пробок в горизонтальных стволах длиной до 300 м малоэффективно. Это связано с большой продолжительностью ремонта таких скважин, а также с неизбежностью возникновения аварийных ситуаций из-за больших углов искривления скважин, и связанных с этим значительным увеличением нагрузок на спускоподъемное оборудование. В результате уменьшается коэффициент использования добывающих скважин, добыча из них нефти и в конечном счете резко снижается эффективность использования известных способов разработки. When using known methods in conditions of poorly cemented rocks under the influence of steam, intensive destruction of the collector and sand removal into the faces of horizontal production wells occurs. This leads to a decrease or cessation of oil flow into the wells. Using traditional methods of removing sand plugs by lowering washing pipes into the wellbore when sand plugs are formed in horizontal shafts up to 300 m long is ineffective. This is due to the long duration of the repair of such wells, as well as the inevitability of emergency situations due to the large angle of curvature of the wells, and the associated significant increase in loads on hoisting equipment. As a result, the utilization rate of producing wells decreases, oil production from them, and ultimately, the efficiency of using known development methods is sharply reduced.

Целью изобретения является увеличение коэффициента использования горизонтальных скважин и темпа отбора нефти из пласта за счет ускорения процесса удаления песчаных пробок с одновременным отбором из них продукции. The aim of the invention is to increase the utilization rate of horizontal wells and the rate of oil extraction from the reservoir by accelerating the removal of sand congestion with the simultaneous selection of products from them.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем бурение вертикальных нагнетательных скважин, вертикальных и горизонтальных добывающих скважин, горизонтальные скважины располагают вдоль рядов вертикальных добывающих скважин на минимальном расстоянии от их забоев и одновременно с закачкой теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины ведут периодическую закачку теплоносителя в горизонтальные скважины до его прорыва в вертикальные добывающие скважины, затем закачку теплоносителя в горизонтальные скважины прекращают и подают вытесняющий агент в вертикальные скважины под давлением, достаточным для выноса, а из горизонтальных скважин осуществляют отбор песка и пластового флюида. This goal is achieved by the fact that in the method of developing a highly viscous oil deposit, including drilling vertical injection wells, vertical and horizontal production wells, horizontal wells are located along the rows of vertical production wells at a minimum distance from their faces and simultaneously with the coolant being pumped into the vertical injection wells, periodic coolant injection into horizontal wells before it breaks into vertical producing wells, then coolant injection in Eqn horizontal wells was stopped and the displacement agent is fed into the vertical wellbore at a pressure sufficient for the removal and from horizontal wells is performed selection of sand and formation fluid.

На фиг. 1 изображена схема размещения скважин по заявляемому способу. In FIG. 1 shows a layout of wells according to the claimed method.

После бурения скважин осуществляют закачку пара в вертикальные нагнетательные скважины 1 и в горизонтальные скважины 3. Одновременно с закачкой пара отбирают нефти из вертикальных добывающих скважин 2. После прорыва пара в вертикальные скважины 2 цикл нагнетания пара прекращают. При этом давление в стволе горизонтальной скважины 3 снижается и создается депрессия между нефтяным пластом и скважиной 3, в результате чего происходит интенсивный приток пластовой жидкости и вынос песка в ствол горизонтальной скважины 3, что приводит к образованию песчаной пробки. After drilling the wells, steam is injected into the vertical injection wells 1 and into horizontal wells 3. At the same time as the injection of steam, oil is taken from the vertical production wells 2. After the steam breaks into the vertical wells 2, the steam injection cycle is stopped. In this case, the pressure in the borehole of the horizontal well 3 decreases and a depression is created between the oil reservoir and the borehole 3, as a result of which there is an intensive inflow of formation fluid and sand removal into the bore of the horizontal well 3, which leads to the formation of a sand plug.

Для удаления песчаной пробки в вертикальные скважины 2 подают рабочую среду (например, сжатый воздух), который прорывается в горизонтальную скважину 3, оборудованную на устье емкостью для сбора песка. Воздух захватывает песок и пластовую жидкость, скопившиеся в стволе горизонтальной скважины и выносит их в емкость, где песок осаждается, а пластовую жидкость откачивают в нефтесборник. To remove the sand plug, a working medium (for example, compressed air) is supplied to the vertical wells 2, which breaks into a horizontal well 3 equipped with a sand collecting tank at the mouth. Air captures the sand and formation fluid that has accumulated in the horizontal wellbore and carries them into a container where sand is deposited and the formation fluid is pumped into the oil reservoir.

После удаления песка и пластовой жидкости из горизонтальной скважины, последнюю вводят в эксплуатацию. Вертикальные добывающие скважины 2, также вводят в эксплуатацию после снижения в них температуры до 80 90^oС. После снижения температуры в добывающих скважинах до 40 50^oС, а их дебитов в 3 -4 раза цикл закачки пара в горизонтальные скважины повторяют циклическую закачку пара в горизонтальные скважины с последующим удалением песка по вышеописанной технологии продолжают до начала реакции добывающих скважин на непрерывную закачку пара в нагнетательные скважины 1. После этого закачку пара в горизонтальные скважины не возобновляют, а лишь периодически (по мере необходимости) удаляют песок из горизонтальных скважин по вышеописанной технологии. Разработку ведут до экономически выгодного предела.After removing sand and formation fluid from a horizontal well, the latter is put into operation. Vertical production wells 2 are also put into operation after the temperature in them is reduced to 80 90 ^o C. After the temperature in the production wells is reduced to 40 50 ^o C, and their flow rates are 3-4 times, the steam injection cycle into horizontal wells repeats the cyclic steam injection in horizontal wells with subsequent sand removal using the above-described technology, continue until the reaction of production wells to the continuous injection of steam into injection wells 1. After that, the injection of steam into horizontal wells is not resumed, but only periodically Eski (as appropriate) is removed from the sand by the above horizontal well technology. Development lead to an economically viable limit.

Пример конкретного осуществления способа. На Лыа-Иольской плошали Ярегского месторождения, содержащего высоковязкую нефть в слабосцементированных песчаниках, пробурили три вертикальные скважины 1 и восемь добывающих скважин 2 по сетке 100x100 м. Вдоль рядов добывающих скважин 2 на минимальном расстоянии от их забоев пробурили две горизонтальные скважины 2 с длиной горизонтального ствола 200 м. Вертикальные скважины 1 и горизонтальные скважины 3 ввели под закачку пара давлением 1,5-2,0 МПа. Скважины 2 оборудовали штанговыми насосами НСН-43 и ввели в эксплуатацию. Спустя 3 месяца произошел прорыв пара в четыре и восьми добывающих скважин 2. После этого закачку пара в горизонтальные скважины 3 прекратили, одновременно прекратили отбор жидкости из тех вертикальных добывающих скважин, в которые прорвался пар. При исследовании горизонтальных скважин 3 было установлено, что горизонтальные части стволов этих скважин забиты песком. Тогда в соответствии с заявляемым способом к устью добывающих скважин 2, в которые прорвался пар, подсоединили передвижной компрессор, а к устью горизонтальных скважин 3 подсоединили емкость для сбора песка. В вертикальные скважины 2 одновременно во все или одну начали подавать сжатый воздух давлением 3,0 МПа. Спустя 2 часа начался интенсивный вынос песка и пластовой жидкости (нефти и воды) в емкости, подсоединенные к горизонтальным скважинам 3. После этого давления нагнетание воздуха снизили до 1,5 2,0 МПа. Вынос песка и пластовой жидкости продолжался в течение 5 суток, после чего прорвался чистый воздух. Тогда подачу сжатого воздуха прекратили и начали отбор нефти из вертикальных добывающих скважин, в которые до этого подавали воздух. Одновременно оборудовали насосами горизонтальные скважины 3 и также начали отбирать из них нефть. Спустя 3 месяца температура в добывавших скважинах снизилась до 40 50^oС, а их дебиты по нефти уменьшились в 3 4 раза. После этого горизонтальные скважины 3 вновь ввели под закачку пара, продолжая отбирать нефть из добывавших скважин 2. Цикл закачки пара в горизонтальные скважины продолжали до прорыва пара в вертикальные добывающие скважины, после чего повторили операцию по удалению песка из горизонтальных скважин в последовательности, изложенной выше. После проведения З-х циклов закачки пара в горизонтальные скважины 3 была зафиксирована реакция добывающих скважин от вертикальных нагнетательных скважин 1, в которые с начала разработки велась непрерывная закачка пара. После этого закачка пара в горизонтальные скважины не возобновлялась, а операция по удалению песка и пластовой жидкости из этих скважин проводилась при необходимости, т. е. после образования песчаной пробки. После накачки в нагнетательные скважины 1 пара в количестве 0,7 перового объема пласта переходят на закачку в нагнетательные скважины 1 попутно добываемой волы, которую ведут в течение 10 лет до полного обводнения добывающих скважин.An example of a specific implementation of the method. Three vertical wells 1 and eight production wells 2 were drilled on the Lya-Iolskaya area of the Yaregskoye field containing highly viscous oil in weakly cemented sandstones, along a 100x100 m grid. Two horizontal wells 2 with a horizontal well length were drilled along the rows of production wells 2 at a minimum distance from their faces 200 m. Vertical wells 1 and horizontal wells 3 were injected under steam injection with a pressure of 1.5-2.0 MPa. Wells 2 were equipped with NSN-43 rod pumps and put into operation. After 3 months there was a breakthrough of steam in four and eight production wells 2. After that, the injection of steam into horizontal wells 3 was stopped, and at the same time, liquid withdrawal from those vertical production wells into which the steam broke through was stopped. In the study of horizontal wells 3, it was found that the horizontal parts of the trunks of these wells are clogged with sand. Then, in accordance with the inventive method, a portable compressor was connected to the mouth of the production wells 2 into which the steam broke through, and a sand collecting tank was connected to the mouth of the horizontal wells 3. In vertical wells 2, simultaneously, all or one began to supply compressed air with a pressure of 3.0 MPa. After 2 hours, the intensive removal of sand and formation fluid (oil and water) into tanks connected to horizontal wells 3 began. After this pressure, the air injection was reduced to 1.5 2.0 MPa. The removal of sand and formation fluid continued for 5 days, after which clean air erupted. Then the supply of compressed air was stopped and the selection of oil from vertical production wells, into which air had been supplied before, began. At the same time, horizontal wells 3 were equipped with pumps and oil was also taken from them. After 3 months, the temperature in the producing wells decreased to 40 50 ^o C, and their oil production rate decreased by 3 4 times. After that, horizontal wells 3 were reintroduced for steam injection, continuing to take oil from producing wells 2. The cycle of steam injection into horizontal wells was continued until steam broke through into vertical production wells, after which the operation to remove sand from horizontal wells was repeated in the sequence described above. After 3 cycles of steam injection into horizontal wells 3, the reaction of production wells from vertical injection wells 1 was recorded, into which continuous injection of steam was carried out from the beginning of development. After that, steam injection into horizontal wells did not resume, and the operation to remove sand and formation fluid from these wells was carried out if necessary, i.e., after the formation of a sand plug. After pumping into injection wells, 1 pair in the amount of 0.7 of the first volume of the formation is transferred to injection into the injection wells of 1 produced oxen, which is carried out for 10 years until the production wells are completely flooded.

Предложенный способ позволяет повысить коэффициент использования горизонтальных скважин, что в свою очередь приведет к увеличению темпа отбора нефти из пласта и повысит эффективность способа. The proposed method allows to increase the utilization rate of horizontal wells, which in turn will lead to an increase in the rate of oil extraction from the reservoir and increase the efficiency of the method.

Claims

A method for developing a highly viscous oil deposit, including boring vertical injection wells, vertical and horizontal production wells, pumping coolant through injection wells and producing formation fluids through production wells, characterized in that horizontal wells are arranged along rows of vertical production wells at a minimum distance from their bottom faces, at the same time as the coolant is pumped through vertical injection wells, the coolant is periodically pumped through cutting horizontal wells before it breaks into vertical producing wells, then the outflowing agent is fed into vertical wells under a pressure sufficient to remove sand, and sand and formation fluid are collected through horizontal wells.