RU2099514C1 - Method for development of paraffin oil pool - Google Patents
Method for development of paraffin oil pool Download PDFInfo
- Publication number
- RU2099514C1 RU2099514C1 RU96102218/03A RU96102218A RU2099514C1 RU 2099514 C1 RU2099514 C1 RU 2099514C1 RU 96102218/03 A RU96102218/03 A RU 96102218/03A RU 96102218 A RU96102218 A RU 96102218A RU 2099514 C1 RU2099514 C1 RU 2099514C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- temperature
- well
- horizontal
- reservoir
- Prior art date
Links
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке месторождения нефти, насыщенной парафином. The present invention relates to the oil industry and can be used in the development of oil deposits saturated with paraffin.
Известен способ разработки, предусматривающий нагрев воды в скважине [1] Недостатком способа является низкий темп отбора нефти. A known development method involving heating water in a well [1] The disadvantage of this method is the low rate of oil recovery.
Известен способ разработки парафинистой нефти, использующий нагрев нагнетаемой воды от горных пород. При движении по стволу нагнетательной скважины до забоя она нагревается глубинным теплом Земли до температуры не ниже температуры выделения из нефти парафина. Длину пути движения закачиваемой воды и ее расход определяют в зависимости от теплофизических свойств и температур горных пород. С учетом этого проводят наклонную нагнетательную скважину под углом к вертикали, обеспечивающим необходимую длину пути прохождения воды [2]
В указанном способе, как показали расчеты, для получения на забое нагнетательной скважины температуры закачиваемой воды, равной или выше заданной температуры, приходится иметь большую длину наклонной нагнетательной скважины по сравнению с вертикальной. Это приводит к увеличению стоимости проводки скважины. Другим недостатком способа является небольшая зона воздействия охвата процессом вытеснения.A known method for the development of paraffin oil, using heated injection water from rocks. When moving along the barrel of the injection well to the bottom, it is heated by the deep heat of the Earth to a temperature not lower than the temperature of paraffin release from oil. The length of the path of movement of the injected water and its flow rate is determined depending on the thermophysical properties and temperature of the rocks. With this in mind, conduct an inclined injection well at an angle to the vertical, providing the necessary length of the path of water passage [2]
In this method, as shown by the calculations, in order to obtain the temperature of the injected water at the bottom of the injection well equal to or higher than the set temperature, it is necessary to have a greater length of the inclined injection well compared to the vertical. This leads to an increase in the cost of well drilling. Another disadvantage of this method is the small impact area covered by the displacement process.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки залежи парафинистой нефти с закачкой воды через нагнетательную скважину с горизонтальным участком, пробуренным по кровле залежи [3] - прототип. Closest to the invention in technical essence is a method for developing a paraffin oil deposit with water injection through an injection well with a horizontal section drilled along the roof of the reservoir [3] - a prototype.
Недостатком известного способа является большая длина горизонтального участка нагнетательной скважины и невысокая нефтеотдача пласта. The disadvantage of this method is the large length of the horizontal section of the injection well and low oil recovery.
Целью предлагаемого изобретения является уменьшение длины скважины, увеличение зоны воздействия охвата процессом вытеснения, темпов отбора нефти и повышение нефтеотдачи пластов. The aim of the invention is to reduce the length of the well, increase the coverage area of the displacement process, the rate of oil recovery and increase oil recovery.
Поставленная цель достигается тем, что производят отбор нефти через добывающие скважины в закачку воды через, по крайней мере, одну нагнетательную скважину, пробуренную вертикально до кровли залежи, затем горизонтально по кровле с входом в продуктивный пласт, а после ствола скважины, пробуренного вертикально, ствол разветвляют на горизонтальные радиальные участки, причем минимальную длину горизонтального участка выбирают из условия обеспечения нагрева закачиваемой в залежь воды на входе в пласт на каждом из разветвленных стволов до температуры не менее температуры выпадения парафина из следующих соотношений:
где β показатель теплопередачи от окружающих горных пород, 1/м;
ln средний коэффициент теплопроводности окружающих скважину горных пород, Вт/(м•oC);
Q расход закачиваемой воды на устье скважины, м3/с;
Cрв•ρв объемная удельная теплоемкость закачиваемой воды, Дж/(м3•oC);
an средний коэффициент температуропроводности окружающих скважину горных пород, м2/с;
τ время закачки воды, необходимое для создания оторочки, с;
d диаметр горизонтального ствола, м;
где Ln минимальная длина горизонтального участка, м;
θo температура геотермального поля Земли, приведенная к поверхностному слою, oC;
tL температура воды, поступающей в пласт, oC;
n количество ветвлений горизонтальных отводов, равное или большее двух;
Г планетарный геотермальный градиент Земли, oC/м;
tвх температура на входе в горизонтальный участок, oC, определяемая по формуле:
где tу температура закачиваемой воды на устье скважины, oC;
H глубина залегания пласта, м.This goal is achieved by the fact that oil is extracted through production wells into water injection through at least one injection well drilled vertically to the top of the deposit, then horizontally along the roof with the entrance to the reservoir, and after the well bore, drilled vertically, the trunk branch into horizontal radial sections, and the minimum length of the horizontal section is selected from the condition of ensuring the heating of the water injected into the reservoir at the inlet of the formation on each of the branched trunks to temperature not less than the temperature of paraffin precipitation from the following ratios:
where β is the heat transfer coefficient from the surrounding rocks, 1 / m;
l n average coefficient of thermal conductivity of the rocks surrounding the well, W / (m • o C);
Q flow rate of injected water at the wellhead, m 3 / s;
C pb • ρ in volumetric specific heat of the injected water, J / (m 3 • o C);
a n average coefficient of thermal diffusivity of the rocks surrounding the well, m 2 / s;
τ water injection time required to create a rim, s;
d diameter of the horizontal trunk, m;
where L n the minimum length of the horizontal section, m;
θ o the temperature of the geothermal field of the Earth, reduced to the surface layer, o C;
t L the temperature of the water entering the reservoir, o C;
n the number of branches of horizontal branches equal to or greater than two;
G planetary geothermal gradient of the Earth, o C / m;
t in the temperature at the entrance to the horizontal section, o C, determined by the formula:
where t is the temperature of the injected water at the wellhead, o C;
H the depth of the reservoir, m
Существенными признаками изобретения являются:
1. закачка воды через, по крайней мере, одну нагнетательную скважину, пробуренную вертикально до кровли залежи, затем горизонтально по кровле с входом в продуктивный пласт;
2. отбор нефти через добывающие скважины;
3. разветвление ствола нагнетательной скважины после вертикального участка на горизонтальные радиальные участки;
4. определение минимальной длины горизонтального участка по специальной формуле.The essential features of the invention are:
1. water injection through at least one injection well, drilled vertically to the top of the deposit, then horizontally along the roof with the entrance to the reservoir;
2. the selection of oil through production wells;
3. branching of the injection wellbore after the vertical section into horizontal radial sections;
4. determination of the minimum length of a horizontal section using a special formula.
Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3, 4 являются существенными отличительными признаками изобретения. Signs 1, 2 are common with the prototype, signs 3, 4 are essential distinguishing features of the invention.
Для разработки залежей нефтей, насыщенных парафином, по предлагаемому способу выбирают сетку размещения нагнетательных скважин. Определяют пластовое давление и температуру пласта, температуру насыщения нефтей парафином (температуру выпадения парафина), геотермальный градиент температур и величины теплофизических свойств горных пород на различной глубине. To develop oil deposits saturated with paraffin, the grid of the location of injection wells is selected according to the proposed method. The formation pressure and the temperature of the formation, the temperature of saturation of oils with paraffin (the temperature of the deposition of paraffin), the geothermal temperature gradient and the magnitude of the thermophysical properties of rocks at different depths are determined.
Скважину пробуривают вертикально до кровли продуктивного пласта, задаются расходом закачиваемой в нагнетательную скважину воды и количеством ветвлений горизонтальных стволов, равных или больших двух. The well is drilled vertically to the top of the reservoir, set by the flow rate of water pumped into the injection well and the number of branches of horizontal shafts equal to or greater than two.
Закачиваемая в нефтяную залежь ненагретая вода при прохождении от устья до конца вертикального ствола и затем через несколько стволов многоствольного горизонтального ее участка нагревается в результате теплообмена с окружающими скважину породами и поступает в перфорированные интервалы пласта с температурой не ниже температуры выпадения парафина. При этом общий поток в вертикальном стволе скважины при переходе на горизонтальные участки ствола разделяется на несколько потоков меньшей интенсивности, обратно пропорциональной числу ветвлений, и нагрев воды происходит в каждом из отдельно взятых ветвей ствола, что способствует повышению теплообмена с окружающими горными породами. Unheated water injected into the oil reservoir, passing from the mouth to the end of the vertical well and then through several trunks of its multi-stem horizontal section, is heated as a result of heat exchange with the rocks surrounding the well and enters the perforated intervals of the formation with a temperature not lower than the temperature of paraffin deposition. In this case, the total flow in the vertical wellbore when moving to horizontal sections of the wellbore is divided into several streams of lower intensity, inversely proportional to the number of branches, and water is heated in each of the individual branches of the wellbore, which contributes to an increase in heat transfer with surrounding rocks.
Степень нагрева воды на пути ее движения от устья до забоя скважины зависит от теплофизических свойств горных пород, температуры закачиваемой воды на устье скважины, геотермального градиента Земли и длины горизонтального ствола, задаются расходом воды в нагнетательной скважине и числом ветвлений горизонтальных стволов, равных или больших двух. The degree of water heating on the way of its movement from the wellhead to the bottom of the well depends on the thermophysical properties of the rocks, the temperature of the injected water at the wellhead, the geothermal gradient of the Earth and the length of the horizontal wellbore, are determined by the flow rate of water in the injection well and the number of branches of horizontal wells equal to or greater than two .
Определяют температуру нагнетаемой воды в конце вертикального участка перед входом в горизонтальный ствол по формуле
где tу температура закачиваемой воды на устье нагнетательной скважины, oC;
θo температура нейтрального слоя Земли, приведенная к устью скважины, oC;
β показатель теплопередачи от окружающих горных пород при движении воды в вертикальном стволе скважины, 1/м;
Г геотермальный градиент Земли, oC;
H глубина залегания пласта, м.Determine the temperature of the injected water at the end of the vertical section before entering the horizontal trunk according to the formula
where t is the temperature of the injected water at the mouth of the injection well, o C;
θ o temperature of the neutral layer of the Earth, reduced to the wellhead, o C;
β heat transfer coefficient from surrounding rocks during the movement of water in a vertical wellbore, 1 / m;
G geothermal gradient of the Earth, o C;
H the depth of the reservoir, m
Величину b вычисляют по формуле:
где λn средний коэффициент теплопроводности окружающих горных пород, Вт/(м•oC);
Q расход закачиваемой воды, м3/c;
Cрв•ρв объемная удельная теплоемкость закачиваемой воды, Дж/(м3•oC);
an средний коэффициент температуропроводимости окружающих скважину горных пород, м2/с;
τ время закачки воды, необходимой для создания оторочки, с;
d диаметр скважины на горизонтальном участке, м.The value of b is calculated by the formula:
where λ n is the average coefficient of thermal conductivity of the surrounding rocks, W / (m • o C);
Q flow rate of injected water, m 3 / s;
C pb • ρ in volumetric specific heat of the injected water, J / (m 3 • o C);
a n average coefficient of thermal diffusivity of the rocks surrounding the well, m 2 / s;
τ time of water injection necessary to create a rim, s;
d borehole diameter in a horizontal section, m
Для n стволов многоствольного горизонтального участка скважины, где n больше или равно двум, при расходе воды на устье, равным Q м2/с, расход воды по отдельно взятому стволу составит:
qn Q/n, (3)
где
qn расход воды по одному стволу горизонтального участка скважины, м3/с; n количество горизонтальных стволов.For n trunks of a multilateral horizontal well section, where n is greater than or equal to two, with a flow rate of water at the wellhead equal to Q m 2 / s, the flow rate of a single wellbore will be:
q n Q / n, (3)
Where
q n water flow rate for one wellbore of a horizontal section of the well, m 3 / s; n number of horizontal trunks.
Подставляя в формулу для определения показателя теплопередачи (2) вместо Q его значения для одного ствола многоствольного горизонтального участка скважины, получают при тех же теплофизических свойствах горных пород и других следующее выражение:
bn= n•β (4),
где βn показатель теплопередачи от горных пород в горизонтальном стволе, 1/м.Substituting in the formula for determining the heat transfer index (2) instead of Q its value for one trunk of a multilateral horizontal well section, the following expression is obtained with the same thermophysical properties of rocks and others:
b n = n • β (4),
where β n is the heat transfer coefficient from rocks in the horizontal trunk, 1 / m.
Формулу для минимальной длины горизонтального ствола получают в виде:
где Ln минимальная длина горизонтального ствола, м;
tL температура нагрева воды перед закачкой в пласт, oC.The formula for the minimum horizontal barrel length is obtained in the form:
where L n is the minimum horizontal barrel length, m;
t L temperature of water heating before injection into the reservoir, o C.
Задают температуру нагрева воды перед закачкой ее в пласт, равную или превышающую температуру выпадения парафина. Set the temperature of heating the water before injecting it into the reservoir, equal to or higher than the temperature of paraffin deposition.
Далее определяют минимальную длину горизонтального участка. Для этого уточняют новое значение βn по формуле (4) в связи с уменьшением расхода воды в горизонтальных стволах в сравнении с расходом по вертикальному стволу по формуле (3). Эти данные подставляют в формулу 5 и находят минимальную длину горизонтального ствола Ln.Next, determine the minimum length of the horizontal section. To do this, specify the new value of β n according to the formula (4) in connection with a decrease in the flow rate of water in horizontal shafts in comparison with the flow rate on the vertical shaft according to the formula (3). These data are substituted into the formula 5 and find the minimum length of the horizontal trunk L n .
Добуривают нагнетательную скважину n горизонтальными стволами расчетной длины и производят закачку воды в нагнетательную скважину и отбор нефти из добывающих скважин. Drill the injection well n with horizontal shafts of the estimated length and pump water into the injection well and take oil from the producing wells.
Сопоставление с прототипом. Comparison with the prototype.
Предлагаемое изобретение сопоставляют с прототипом по двум направлениям. The present invention is compared with the prototype in two directions.
Согласно первому направлению для обеспечения одинакового технологического воздействия с предлагаемым способом, к каждой точке ввода воды в пласт проводят отдельную нагнетательную скважину с расходом воды, равным расходу через один из горизонтальных стволов. Всего потребуется n таких скважин. According to the first direction, in order to ensure the same technological impact with the proposed method, a separate injection well with a flow rate equal to the flow rate through one of the horizontal shafts is conducted to each point of water entry into the formation. In total, n such wells will be required.
При втором направлении сопоставления с прототипом предусматривают закачку воду через одну нагнетательную скважину, соответствующую прототипу с расходом, равным суммарному расходу по всем горизонтальным стволам приемистости скважины, и с длиной горизонтального участка, обеспечивающей нагрев нагнетаемой воды до той же температуры как и в предлагаемом способе. In the second direction of comparison with the prototype, water is pumped through one injection well corresponding to the prototype with a flow rate equal to the total flow rate for all horizontal wells of the injectivity of the well, and with the length of a horizontal section providing heating of the injected water to the same temperature as in the proposed method.
По первому пути сопоставления для осуществления вытесняющего водовоздействия на залежь парафинистой нефти по прототипу, одинакового с предлагаемым способом, потребуется скважин (по числу входов в пласт), вместо одной. По прототипу каждая скважина состоит из вертикального ствола и горизонтального участка. Общая длина таких скважин, противопоставляемых предлагаемому способу, составит
Lобщ n•(H + Ln),
где Lобщ общая длина скважин, эквивалентных по воздействию на пласт одной скважины предлагаемого способа, м.According to the first way of comparison, for the implementation of displacing water treatment of a paraffin oil reservoir according to the prototype, the same as the proposed method, wells will be required (by the number of entrances to the reservoir), instead of one. According to the prototype, each well consists of a vertical wellbore and a horizontal section. The total length of such wells, opposed to the proposed method, will be
L total n • (H + L n ),
where L total commonly wells length equivalent to influence the formation of one of the method wells, m.
Длина одной скважины по предлагаемому способу Lпс равна, м
Lпс= H + n•Ln. (7)
Отличие предлагаемого способа от прототипа состоит в том, что n вертикальных стволов скважин, проведенных согласно прототипу, объединяют в один общий вертикальный ствол, что дает технико-экономический эффект, реализуемый в виде уменьшения длины проходки горных пород на величину, равную
Lэк (n-1)•H, (8)
где Lэк уменьшение пути проходки горных пород в сравнении с прототипом, мс.The length of one well by the proposed method L ps is equal, m
L ps = H + n • L n . (7)
The difference of the proposed method from the prototype is that n vertical wells, carried out according to the prototype, are combined into one common vertical well, which gives a technical and economic effect, implemented in the form of a decrease in the length of rock penetration by an amount equal to
L ek (n-1) • H, (8)
where L EC the decrease in the path of penetration of rocks in comparison with the prototype, ms
Экономия на бурении по предлагаемому способу имеет стоимостное выражение в виде уменьшения затрат, либо ее реализуют в виде бурения дополнительных скважин в случае применения предлагаемого способа вместо прототипа. При этом учитывают разницу в длинах и стоимости бурения вертикальных и горизонтальных стволов через коэффициенты r и k, где r отношение длины горизонтального участка скважины к высоте вертикального ствола
r Ln/H, (9)
k коэффициент превышения стоимости бурения 1 м горизонтального ствола над стоимостью бурения 1 м вертикального ствола. Через эти соотношения приходят к выражению стоимости проводки скважин через один эквивалент σ - стоимость проходки 1 м вертикального ствола.Savings in drilling by the proposed method has a cost expression in the form of cost reduction, or it is realized in the form of drilling additional wells in the case of applying the proposed method instead of the prototype. In this case, take into account the difference in the lengths and costs of drilling vertical and horizontal shafts through the coefficients r and k, where r is the ratio of the length of the horizontal section of the well to the height of the vertical well
r L n / H, (9)
k coefficient of excess of the cost of drilling 1 m of the horizontal well over the cost of drilling 1 m of the vertical well. Through these ratios, they come to express the cost of drilling wells through one equivalent of σ — the cost of driving 1 m of the vertical wellbore.
Из формул (6), (9) получают:
Sпр = n•H•(1 + r•к)•σ (10),
где Sпр стоимость строительства скважин согласно прототипу для реализации воздействия на пласт, одинакового с предлагаемым способом.From formulas (6), (9) receive:
S CR = n • H • (1 + r • k) • σ (10),
where S pr the cost of well construction according to the prototype for the implementation of the impact on the reservoir, the same with the proposed method.
Для стоимости проводки скважины по предлагаемому способу получают соотношение из формул (7), (9):
Sпс = H•(1 + n•r•к)•σ (11),
где Sпс стоимость строительства одной скважины по предлагаемому способу.For the cost of wiring wells according to the proposed method, the ratio is obtained from formulas (7), (9):
S ps = H • (1 + n • r • k) • σ (11),
where S ps the cost of building one well according to the proposed method.
От уменьшения длины проходки горных пород получают экономию, определяемую из формул (8), (9):
Sэк = (n - 1)•H•σ (12),
где Sэк экономия затрат при применении предлагаемого способа.By reducing the length of the penetration of rocks receive savings, determined from formulas (8), (9):
S ec = (n - 1) • H • σ (12),
where S EC cost savings when applying the proposed method.
Объем дополнительного бурения скважин при использовании предлагаемого способа вместо прототипа, определяют из соотношения между формулами (12) и (11):
где N количество дополнительных скважин, которые можно пробурить по предлагаемому способу взамен прототипа. Величина N, как правило, не равна целому числу и может быть как больше, так и меньше единицы. В любом случае дополнительное бурение реализуют в виде более активного, в сравнении с прототипом, заводнения, приводящего к увеличению темпа отбора нефти и повышению нефтеотдачи.The amount of additional drilling when using the proposed method instead of the prototype is determined from the ratio between formulas (12) and (11):
where N is the number of additional wells that can be drilled by the proposed method instead of the prototype. The value of N, as a rule, is not equal to an integer and can be either more or less than unity. In any case, additional drilling is implemented in the form of more active, compared with the prototype, waterflooding, leading to an increase in the rate of oil recovery and an increase in oil recovery.
По второму пути сопоставления с прототипом определяют длину горизонтального ствола, обеспечивающего нагрев закачиваемой воды при том же расходе, что и приемистость скважины в предлагаемом способе. According to the second way of comparison with the prototype, the length of the horizontal well is determined, which ensures the heating of the injected water at the same flow rate as the injectivity of the well in the proposed method.
Пример конкретной реализации способа. An example of a specific implementation of the method.
Нефтяную залежь разрабатывают в режиме поддержания пластового давления. Отбирают нефть через 86 добывающих скважин. Закачивают воду через 18 нагнетательных скважин. Одну из нагнетательных скважин проводят в соответствии с изобретением. An oil reservoir is developed in the mode of maintaining reservoir pressure. Oil is taken through 86 production wells. Water is pumped through 18 injection wells. One of the injection wells is carried out in accordance with the invention.
Пласт, содержащий высокопарафиновую нефть, с температурой выпадения парафина tL 70oC расположен на глубине H 2800 м. Удельная объемная теплоемкость нагнетаемой воды Cрв•ρв 4,2•106 Дж/(м3•oC). Температура воды на устье скважины tу= 24oC, температура нейтрального слоя Земли на поверхности равна Q0=15oC, пластовая температура равна 84oC.A formation containing high-paraffin oil with a paraffin deposition temperature of t L 70 o C is located at a depth of H 2800 m. The specific volumetric heat capacity of the injected water is C rv • ρ of 4.2 • 10 6 J / (m 3 • o C). The water temperature at the wellhead t y = 24 o C, the temperature of the neutral layer of the Earth on the surface is Q 0 = 15 o C, the reservoir temperature is 84 o C.
Геотермальный градиент теплового поля Земли составляет Г 0,03oC/м, коэффициенты теплопроводности и температуропроводности горных пород соответственно равны λn 1,6 Вт/(м•oC) и aп 8•10-7 м2/с. Диаметр обсадной колонны d 0,168 м, время закачки воды для создания оторочки τ 3,3•106 с.The geothermal gradient of the Earth’s thermal field is G 0.03 o C / m, the coefficients of thermal conductivity and thermal diffusivity of rocks are respectively λ n 1.6 W / (m • o C) and a p 8 • 10 -7 m 2 / s. The diameter of the casing string is d 0.168 m, the time of water injection to create the rim τ 3.3 • 10 6 s.
На месторождении осуществляют энергосберегающую технологию закачки воды без нагрева ее на поверхности. В соответствии с предлагаемым способом должны производить закачку воды в нагнетательную скважину с вертикальным отводом и через многоствольный горизонтальный участок с количеством стволов, равным 6. The field implements energy-saving technology for pumping water without heating it on the surface. In accordance with the proposed method, they must pump water into the injection well with a vertical outlet and through a multi-barrel horizontal section with the number of trunks equal to 6.
Закачку воды производят с расходом на устье 200 м3/сут, что соответствует величине 2,2•10-3 м/с в размерности, используемой в формуле (2). При этом расходе воды в нагнетательной скважине должны получать температуру нагрева закачиваемой в пласт воды не меньшей температуры начала выпадения парафина, равной 70oC в соответствии с необходимым нагревом, обеспечивающим предупреждение выпадения парафина при температурах, меньше указанной.Water is pumped at a flow rate of 200 m 3 / day at the mouth, which corresponds to a value of 2.2 • 10 -3 m / s in the dimension used in formula (2). At this flow rate, the water in the injection well should receive a heating temperature of water injected into the formation of not less than the start temperature of paraffin precipitation equal to 70 o C in accordance with the necessary heating, which ensures the prevention of paraffin precipitation at temperatures lower than indicated.
По формуле (2) определяют показатель теплопередачи от горных пород к воде, движущейся в нагнетательной скважине:
По формуле (1) определяют нагрев нагнетаемой воды при движении в вертикальном стволе скважины до входа в разветвляющиеся горизонтальные участки:
Минимальную длину ствола определяют по формуле (5) с учетом того, что температура воды, поступающей в пласт, должна быть не меньше температуры выпадения парафина из нефти:
According to the formula (1), the heating of the injected water is determined when moving in a vertical wellbore to the entrance of branching horizontal sections:
The minimum barrel length is determined by the formula (5), taking into account the fact that the temperature of the water entering the reservoir should not be less than the temperature of paraffin precipitation from oil:
Добурив скважину после вертикального ствола шестью горизонтальными стволами, ориентированными по кровле пласта, каждый из которых имеет длину, равную расчетной длине 334 м, с последующим вертикальным входом в пласт, осуществляют закачку воды в нагнетательную скважину без подогрева ее на поверхности и отбор нефти из добывающих скважин. Drilling a well after a vertical wellbore with six horizontal shafts oriented along the top of the formation, each of which has a length equal to the estimated length of 334 m, followed by vertical entry into the formation, they pump water into the injection well without heating it on the surface and select oil from the producing wells .
Полученный результат применения предлагаемого способа сопоставляют с прототипом. The obtained result of the application of the proposed method is compared with the prototype.
При изложении сущности изобретения рассмотрены два направления сопоставления. Согласно первому направлению вместо одной скважины по предлагаемому способу разбуривают n 6 скважин, каждая из которых имеет горизонтальный участок той же длины Ln 334 м и подведена к одной из точек ввода воды в пласт. Это условие обеспечивает полную идентичность технологического воздействия прототипа предлагаемому способу. Задают дополнительные исходные данные, необходимые для расчета.In the presentation of the invention, two directions of comparison are considered. According to the first direction, instead of one well, the proposed method drills n 6 wells, each of which has a horizontal section of the same length L n 334 m and is connected to one of the points of water entry into the formation. This condition ensures the complete identity of the technological impact of the prototype of the proposed method. Specify additional input data required for the calculation.
Разбуривают скважину, имеющую 6 стволов, т.е. n 6. Глубина залегания пласта в 8 раз превосходит длину горизонтального ствола, откуда получают τ 0,125. Drilling a well having 6 shafts, i.e. n 6. The depth of the formation is 8 times greater than the length of the horizontal trunk, where τ 0.125 is obtained.
Из опыта строительства скважин известно, что стоимость бурения 1 м горизонтального ствола превосходит в 1,56 раз стоимость бурения 1 м вертикального ствола, на основании чего принимают K 1,56. From the experience of well construction it is known that the cost of drilling 1 m of the horizontal wellbore exceeds 1.56 times the cost of drilling 1 m of the vertical wellbore, based on which K 1.56 is taken.
По этим исходным данным из формулы (13) определяют величину
По сравнению с прототипом применение предлагаемого способа обеспечивает дополнительное увеличение объема бурения более чем в 2 раза, вследствие чего интенсивность воздействия на пласт в виде повышения объема закачки воды, нагреваемой геотермальным теплом Земли, в залежь парафинистой нефти увеличивают в сравнении с прототипом более чем в 3 раза при тех же затратах. Compared with the prototype, the application of the proposed method provides an additional increase in the drilling volume by more than 2 times, as a result of which the intensity of the impact on the formation in the form of an increase in the volume of water injected by the Earth’s geothermal heat into the paraffin oil reservoir is increased by more than 3 times in comparison with the prototype at the same cost.
Согласно второму направлению сопоставления с прототипом нагрев закачиваемой воды производят в нагнетательной скважине с горизонтальным участком, причем для соблюдения идентичности условий применения прототипа и предлагаемого способа приемистости скважин, теплофизические свойства горных пород и другие параметры принимаются одинаковыми. Для этих условий длину горизонтального ствола определяют по формуле:
где L1 длина горизонтального ствола по прототипу, м;
Qk температура геотермального поля, приведенная к глубине залегания пласта.According to the second direction of comparison with the prototype, the injected water is heated in the injection well with a horizontal section, and in order to comply with the identical conditions for the use of the prototype and the proposed method for injecting wells, the thermal properties of rocks and other parameters are assumed to be the same. For these conditions, the length of the horizontal trunk is determined by the formula:
where L 1 the length of the horizontal trunk of the prototype, m;
Q k the temperature of the geothermal field, reduced to the depth of the reservoir.
Таким образом, для получения той же температуры нагрева при реализации способа по прототипу потребуется скважина с длиной горизонтального участка 2000 м в сравнении с длиной 334 м по предлагаемому способу. Бурение горизонтального участка такой длины как по прототипу 2000 м представляет значительные технические трудности, в том числе в вопросах навигации проводки скважины, в сравнении с длиной горизонтального участка 334 м по предлагаемому способу, что указывает на его преимущества. Thus, to obtain the same heating temperature when implementing the prototype method, a well with a horizontal length of 2000 m in comparison with a length of 334 m according to the proposed method will be required. Drilling a horizontal section of such a length as the prototype of 2000 m presents significant technical difficulties, including in questions of navigating the well wiring, in comparison with the length of the horizontal section of 334 m according to the proposed method, which indicates its advantages.
Кроме того, в этом случае применение прототипа не обеспечивают одинаковые условия технологического воздействия на пласт. Если по прототипу производят закачку воды в одной точке, то по предлагаемому способу многоствольного ветвления горизонтального участка нагнетательной скважины создают кольцевую зону нагрева пласта, образованную концами горизонтальных стволов, закачиваемой водой, нагретой на входе в пласт до температуры, равной или выше температуры выпадения парафина. Радиус кольцевой зоны по данным примера реализации составил 334 м. Предлагаемая система нагрева аналогична укрупненной скважине диаметром около 600 м, которую известными техническими средствами реализовать невозможно. Такая скважина обеспечивает формирование близкого к круговому фронту вытеснения с температурой, соответствующей условию разработки залежи с парафинистой нефтью, репрессионной воронки избыточного давления и фронта вытеснения того же диаметра, что способствует увеличению вытеснения нефти в сравнении с точечным воздействием на пласт по прототипу, увеличивает вытесняющее воздействие нагнетаемой воды и тем самым способствует увеличению нефтеотдачи пласта. При этом с уменьшением ствола горизонтального участка нагнетаемой скважины уменьшаются потери давления на трение при движении воды на горизонтальном участке скважины из-за уменьшения расхода. In addition, in this case, the use of the prototype does not provide the same conditions for technological impact on the reservoir. If the prototype is used to inject water at one point, then the proposed method of multi-branching of the horizontal section of the injection well creates an annular zone of formation heating, formed by the ends of horizontal shafts, pumped with water, heated at the entrance to the formation to a temperature equal to or higher than the temperature of paraffin precipitation. The radius of the annular zone according to the implementation example was 334 m. The proposed heating system is similar to an enlarged well with a diameter of about 600 m, which cannot be realized by known technical means. Such a well ensures the formation of a near-circular displacement front with a temperature corresponding to the condition for developing a reservoir with paraffin oil, a repression funnel of excess pressure and a displacement front of the same diameter, which increases the oil displacement in comparison with the point impact on the formation of the prototype, increases the displacement effect of the injected water and thereby contributes to increased oil recovery. In this case, with a decrease in the barrel of the horizontal section of the injected well, friction pressure losses during the movement of water in the horizontal section of the well due to a decrease in flow rate decrease.
Кроме того, для закачки воды в пласт потребуется меньшая репрессия давления, что создает возможность уменьшения давления закачки и экономию энергии, затрачиваемой на нагнетание воды. In addition, for pumping water into the reservoir, less pressure repression will be required, which makes it possible to reduce the injection pressure and save energy spent on pumping water.
Claims (1)
где β - показатель теплопередачи от окружающих горных пород, 1/м;
λn - средний коэффициент теплопроводности окружающих скважину горных пород, Вт/(м • oС);
Q расход закачиваемой воды на устье скважины, м3/с;
Cрв•ρв - объемная удельная теплоемкость закачиваемой воды, Дж/(м3 • oС);
an средний коэффициент температуропроводности окружающих скважину горных пород, м2/с;
τ - время закачки воды, необходимое для создания оторочки, с;
d диаметр горизонтального ствола, м;
где Ln минимальная длина горизонтального участка, м;
θo - температура геотермального поля Земли, приведенная к поверхностному слою, oС;
ti температура воды, поступающей в пласт, oС;
n количество ветвлений горизонтальных стволов, равное или больше двух;
Г планетарный геотермальный градиент Земли, oС/м;
tв х температура на входе в горизонтальный участок, oС,
определяемый по формуле
где tу температура закачиваемой воды на устье скважины, oС;
Н глубина залегания пласта, м.A method for developing a paraffin oil deposit, including oil extraction through production wells and pumping water through at least one injection well drilled vertically to the top of the deposit, then horizontally along the roof with the entrance to the reservoir, characterized in that after the well bore drilled vertically the trunk is branched into horizontal radial sections, and the minimum length of the horizontal section is selected from the condition of ensuring the heating of the water pumped into the reservoir at the entrance to the reservoir at each of branched trunks to a temperature not less than the temperature of paraffin precipitation from the following ratios:
where β is the heat transfer rate from the surrounding rocks, 1 / m;
λ n - average coefficient of thermal conductivity of the rocks surrounding the well, W / (m • o С);
Q flow rate of injected water at the wellhead, m 3 / s;
C RV • ρ in - volumetric specific heat of the injected water, J / (m 3 • o C);
a n average coefficient of thermal diffusivity of the rocks surrounding the well, m 2 / s;
τ is the time of water injection necessary to create a rim, s;
d diameter of the horizontal trunk, m;
where L n the minimum length of the horizontal section, m;
θ o - temperature of the geothermal field of the Earth, reduced to the surface layer, o С;
t i temperature of the water entering the reservoir, o C;
n the number of branches of horizontal trunks equal to or more than two;
G planetary geothermal gradient of the Earth, o C / m;
t in x temperature at the entrance to the horizontal section, o С,
determined by the formula
where t is the temperature of the injected water at the wellhead, o C;
N the depth of the reservoir, m
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96102218/03A RU2099514C1 (en) | 1996-02-08 | 1996-02-08 | Method for development of paraffin oil pool |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96102218/03A RU2099514C1 (en) | 1996-02-08 | 1996-02-08 | Method for development of paraffin oil pool |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2099514C1 true RU2099514C1 (en) | 1997-12-20 |
| RU96102218A RU96102218A (en) | 1998-01-27 |
Family
ID=20176554
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96102218/03A RU2099514C1 (en) | 1996-02-08 | 1996-02-08 | Method for development of paraffin oil pool |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2099514C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2444617C1 (en) * | 2010-08-31 | 2012-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit using method of steam gravitational action on formation |
-
1996
- 1996-02-08 RU RU96102218/03A patent/RU2099514C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. Евченко В.С. и др. Разработка нефтяных месторождений наклонно-нагнетательными скважинами. - М.: Недра, 1969, с. 280. 2. RU, патент, 1740639, кл. E 21 B 43/24, 1994. 3. RU, патент, 2034137, кл. F 21 B 43/24, 1995. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2444617C1 (en) * | 2010-08-31 | 2012-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit using method of steam gravitational action on formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5085276A (en) | Production of oil from low permeability formations by sequential steam fracturing | |
| US5141054A (en) | Limited entry steam heating method for uniform heat distribution | |
| US5339904A (en) | Oil recovery optimization using a well having both horizontal and vertical sections | |
| US5402851A (en) | Horizontal drilling method for hydrocarbon recovery | |
| CA1148855A (en) | Arrangement of wells for producing subsurface viscous petroleum | |
| US5860475A (en) | Mixed well steam drive drainage process | |
| RU2350747C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| CA1164853A (en) | Continuous borehole formed horizontally through a hydrocarbon producing formation | |
| US4456066A (en) | Visbreaking-enhanced thermal recovery method utilizing high temperature steam | |
| RU2211318C2 (en) | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation | |
| US3430700A (en) | Recovery of petroleum by thermal methods involving transfer of heat from one section of an oil-bearing formation to another | |
| RU2099514C1 (en) | Method for development of paraffin oil pool | |
| RU2097536C1 (en) | Method of developing irregular multiple-zone oil deposit | |
| RU2114289C1 (en) | Method for development of deposit with high-viscosity oil | |
| RU2282023C1 (en) | Development method for oil deposit having oil-water zones | |
| RU2099515C1 (en) | Method for development of paraffin oil pool | |
| RU2102588C1 (en) | Method for development of paraffined oil deposit | |
| RU2264533C2 (en) | Method for oil reservoir development in carbonate or terrigenous formation with developed macrocracks | |
| RU2660973C1 (en) | Method of developing an oil field with a fractured reservoir | |
| RU2657584C1 (en) | Method of developing an oil field with a fractured reservoir | |
| RU2187630C2 (en) | Method of development of high-viscosity oil pool | |
| RU2652245C1 (en) | Method for developing the bituminous oil deposit | |
| RU2623407C1 (en) | Method of bitumen field development | |
| CA1173353A (en) | In situ recovery of viscous materials | |
| RU2034137C1 (en) | Method for development of paraffin crude oil pools |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20050209 |