RU2187630C2 - Method of development of high-viscosity oil pool - Google Patents
Method of development of high-viscosity oil pool Download PDFInfo
- Publication number
- RU2187630C2 RU2187630C2 RU2000116191/03A RU2000116191A RU2187630C2 RU 2187630 C2 RU2187630 C2 RU 2187630C2 RU 2000116191/03 A RU2000116191/03 A RU 2000116191/03A RU 2000116191 A RU2000116191 A RU 2000116191A RU 2187630 C2 RU2187630 C2 RU 2187630C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- coolant
- packer
- tubing
- uninsulated
- tubing string
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на пласт, содержащий высоковязкую нефть. The invention relates to the development of oil fields, in particular to methods of thermal exposure to a formation containing highly viscous oil.
Известны способы разработки залежей высоковязкой нефти путем закачки теплоносителя (горячей воды или пара) в пласт [Термические методы воздействия на нефтяные пласты. Справочное пособие "Недра", 1995 г., стр.82]. Known methods for developing deposits of highly viscous oil by pumping coolant (hot water or steam) into the reservoir [Thermal methods of exposure to oil reservoirs. Reference manual "bowels", 1995, p.82].
Наиболее близким по технической сущности, принятым авторами за прототип, является способ закачки теплоносителя по колонне специальных теплоизолированных насосно-компрессорных труб (НКТ), в котором выше кровли разрабатываемого пласта устанавливают термостойкий пакер. Способ обеспечивает снижение потерь тепла по стволу нагнетательной скважины и защиту обсадной колонны от высоких температур. Для теплового воздействия на пласт используют парогенераторы, которые вырабатывают пар различных параметров [Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. Пер. с франц. - М.: Недра, 1988 г., стр.193]. The closest in technical essence, adopted by the authors for the prototype, is a method of pumping coolant through a string of special heat-insulated tubing (tubing), in which a heat-resistant packer is installed above the roof of the developed formation. The method provides a reduction in heat loss along the barrel of the injection well and protection of the casing from high temperatures. Steam generators are used for the thermal effect on the formation, which produce steam of various parameters [Bourget J., Surio P., Combarnu M. Thermal methods for increasing oil recovery. Per. with french - M .: Nedra, 1988, p. 193].
Недостатком известных способов является низкий охват процессом воздействия по разрезу залежи. Это связано с тем, что пар поступает, в основном, в верхнюю часть пласта (за счет гравитационных сил), а нижняя часть пласта оказывается неохваченной процессом воздействия. В результате снижается нефтеотдача пласта. Другой недостаток, присущий методу закачки в пласт пара, - недостаточные темпы ввода агента в пласт, что снижает темпы добычи нефти. Это связано с тем, что при закачке пара давления на устье и забое нагнетательной скважины примерно равны и гидростатическое давление столба жидкости не используется, поэтому расход пара ограничивается давлением, создаваемым на устье скважины парогенератором. A disadvantage of the known methods is the low coverage of the exposure process along the section of the reservoir. This is due to the fact that the steam enters mainly into the upper part of the formation (due to gravitational forces), and the lower part of the formation is not covered by the impact process. As a result, oil recovery is reduced. Another drawback inherent in the method of injecting steam into the formation is the insufficient rate of agent injection into the formation, which reduces the rate of oil production. This is due to the fact that when steam is injected, the pressures at the wellhead and bottom of the injection well are approximately equal and the hydrostatic pressure of the liquid column is not used, so the steam flow rate is limited by the pressure generated by the steam generator at the wellhead.
Задачей настоящего изобретения является повышение нефтеотдачи пласта за счет увеличения охвата разрабатываемого объекта процессом теплового воздействия большей массой рабочего агента при сохранении высоких темпов ввода тепла. The objective of the present invention is to increase oil recovery by increasing the coverage of the developed object by the process of heat exposure by a larger mass of the working agent while maintaining high rates of heat input.
Поставленная задача решается тем, что разработку залежи высоковязкой нефти осуществляют путем бурения нагнетательных и добывающих скважин, оборудования нагнетательных скважин колонной НКТ и термостойким пакером, закачкой теплоносителя в нагнетательную скважину и отбором нефти из добывающей скважины. The problem is solved in that the development of a highly viscous oil deposit is carried out by drilling injection and production wells, equipment of injection wells with a tubing string and a heat-resistant packer, pumping coolant into the injection well and taking oil from the producing well.
Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:
- компоновка верхней части НКТ из термоизолированных труб, а нижней - из неизолированных труб, при этом неизолированный участок трубы располагают выше уровня разрабатываемого объекта;
- термостойкий пакер устанавливают посредине разрабатываемого объекта;
- в скважину одновременно закачивают теплоноситель через НКТ и холодную воду через затрубное пространство, причем расход холодной воды определяют по формуле
где qn - расход теплоносителя по колонне НКТ, кг/ч;
h'' - энтальпия теплоносителя на устье нагнетательной скважины, ккал/кг;
h' - энтальпия теплоносителя в разрабатываемом объекте (ниже пакера), ккал/кг,
h'=(tк2-tн)•Св;
tк1 - температура воды, закачиваемой через затрубное пространство в верхней части объекта (выше пакера),oС;
tк2 - температура теплоносителя в нижней части объекта (ниже пакера),oС;
tн - начальная температура холодной воды на устье скважины,oС;
Св - средняя удельная теплоемкость воды, ккал/кг•град.Salient features of the claimed invention are:
- the layout of the upper part of the tubing from thermally insulated pipes, and the bottom - from uninsulated pipes, while the uninsulated pipe section is located above the level of the developed object;
- a heat-resistant packer is installed in the middle of the object being developed;
- at the same time the coolant is pumped into the well through the tubing and cold water through the annulus, and the flow of cold water is determined by the formula
where q n is the coolant flow through the tubing string, kg / h;
h '' is the coolant enthalpy at the mouth of the injection well, kcal / kg;
h 'is the coolant enthalpy in the developed object (below the packer), kcal / kg,
h '= (t k2 -t n ) • C in ;
t k1 - temperature of water pumped through the annulus in the upper part of the object (above the packer), o С;
t K2 - temperature of the coolant in the lower part of the object (below the packer), o С;
t n - the initial temperature of cold water at the wellhead, o C;
C in - the average specific heat of water, kcal / kg • deg.
Кроме того, отличительным признаком заявленного изобретения является математическая зависимость, позволяющая определить длину неизолированной части колонны НКТ по формуле
где qn - расход теплоносителя по колонне НКТ, кг/ч;
h'' - энтальпия теплоносителя на устье нагнетательной скважины, ккал/кг;
h' - энтальпия теплоносителя в разрабатываемом объекте (ниже пакера), ккал/кг
D - диаметр неизолированной колонны;
К - коэффициент теплопередачи от теплоносителя к холодной воде, ккал/м2•ч•град;
θcp - средняя разность температур в верхней и нижней части неизолированного участка НКТ, θcp = θв-θн,oС;
θв - разность температур между теплоносителем и водой в верхней части неизолированной НКТ,oС;
θн - разность температур между теплоносителем и водой в нижней части неизолированной НКТ (в районе пакера),oС.In addition, a distinctive feature of the claimed invention is the mathematical dependence, which allows to determine the length of the uninsulated part of the tubing string by the formula
where q n is the coolant flow through the tubing string, kg / h;
h '' is the coolant enthalpy at the mouth of the injection well, kcal / kg;
h '- coolant enthalpy in the developed object (below the packer), kcal / kg
D is the diameter of the uninsulated column;
K is the heat transfer coefficient from the coolant to cold water, kcal / m 2 • h • hail;
θ cp is the average temperature difference in the upper and lower parts of the uninsulated tubing section, θ cp = θ in -θ n , o С;
θ in - the temperature difference between the coolant and water in the upper part of the uninsulated tubing, o C;
θ n - the temperature difference between the coolant and water in the lower part of the uninsulated tubing (in the area of the packer), o C.
Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает увеличение охвата всего разрабатываемого объекта тепловым воздействием за счет повышения массового расхода рабочего агента, воздействующего на разрабатываемый объект по всей толщине объекта. Это обусловлено тем, что закачиваемая в затрубное пространство холодная вода в районе неизолированной части НКТ нагревается от теплоносителя в НКТ и происходит одновременное поступление горячего рабочего агента и в верхнюю, и в нижнюю части разрабатываемого объекта. При этом при закачке рабочего агента дополнительно используется давление гидростатического столба жидкости в затрубном пространстве и по длине неизолированной части НКТ. Таким образом, наличие большей массы горячего рабочего агента приводит к увеличению охвата разрабатываемого объекта тепловым воздействием и, как результат, существенно увеличивается нефтеотдача пласта, при этом темп ввода тепла в скважину остается таким же, как в случае закачки одного теплоносителя через НКТ. The specified set of essential features provides an increase in the coverage of the entire object under development by heat exposure by increasing the mass flow rate of the working agent acting on the object under development throughout the entire thickness of the object. This is due to the fact that cold water pumped into the annulus in the region of the uninsulated part of the tubing is heated from the coolant to the tubing and the hot working agent simultaneously flows into the upper and lower parts of the developed object. In this case, when injecting the working agent, the pressure of the hydrostatic column of liquid in the annulus and along the length of the uninsulated part of the tubing is additionally used. Thus, the presence of a greater mass of hot working agent leads to an increase in the coverage of the developed object by heat exposure and, as a result, oil recovery significantly increases, while the rate of heat input into the well remains the same as in the case of pumping one coolant through the tubing.
Изобретение имеет не только изобретательский уровень, но и "промышленно применимо", так как может быть реализовано в полном объеме с использованием выпускаемого промышленностью оборудования. The invention has not only an inventive step, but also “industrially applicable”, since it can be fully implemented using equipment manufactured by the industry.
На фиг. 1 и 2 приведена схема разработки залежи по заявленному способу, поясняющая суть заявленного изобретения. In FIG. 1 and 2 shows a diagram of the development of deposits by the claimed method, explaining the essence of the claimed invention.
С поверхности земли бурят нагнетательную скважину 1 (см. фиг.1) и добывающую скважину 2 (см. фиг.2). В нагнетательную скважину 1 спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 3, верхнюю часть которой компонуют из термоизолированных труб 4, а нижнюю часть 5 оставляют неизолированной выше уровня разрабатываемого объекта. Посредине разрабатываемого объекта 6 устанавливают термостойкий пакер 7, при этом длина неизолированной части НКТ ниже пакера обусловлена конструктивными особенностями пакера. Затем через колонну НКТ от парогенератора в нижнюю часть объекта 8 закачивают теплоноситель, например пар, а через затрубное пространство в верхнюю половину пласта 9 - холодную воду. При движении в районе неизолированного участка НКТ холодная вода нагревается за счет скрытой теплоты парообразования, а пар конденсируется. Поступающая в верхнюю и нижнюю части объекта горячая вода вытесняет нефть в добывающую скважину. An injection well 1 (see FIG. 1) and a production well 2 (see FIG. 2) are drilled from the surface of the earth. A tubing string 3 is lowered into the injection well 1, the upper part of which is composed of thermally insulated pipes 4, and the lower part 5 is left uninsulated above the level of the object being developed. In the middle of the developed object 6, a heat-resistant packer 7 is installed, while the length of the uninsulated part of the tubing below the packer is due to the design features of the packer. Then, through the tubing string from the steam generator, a coolant, for example steam, is pumped into the lower part of the object 8, and cold water is pumped through the annulus into the upper half of the formation 9. When moving in the area of an uninsulated tubing section, cold water is heated due to the latent heat of vaporization, and the steam condenses. Hot water entering the upper and lower parts of the facility displaces oil into the producing well.
При использовании в качестве теплоносителя горячей воды происходит перераспределение температуры в районе неизолированного участка НКТ, т.е. холодная вода нагревается, а теплоноситель охлаждается до необходимой температуры. When using hot water as a coolant, temperature redistribution occurs in the region of an uninsulated tubing section, i.e. cold water is heated, and the coolant is cooled to the required temperature.
Пример. Заявленный способ может быть реализован на Усинском месторождении высоковязкой нефти. Мощные продуктивные пласты залегают на глубине 1100-1500 м и содержат нефть вязкостью 700 мПа•с. Месторождение разрабатывается тепловым методом - путем закачки пара в пласт. Для закачки пара используются парогенераторы фирмы "Термотикс" (США), которые вырабатывают пар давлением до 12,0-13,0 МПа и температурой до 320-330oС. Пар закачивается в нагнетательные скважины глубиной 1500 м, оборудованные колонной насосно-компрессорных труб, верхнюю часть которой компонуют из термоизолированных труб фирмы "Кавасаки Термал Систем", нижняя часть компонуется из обычных насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм, которые не изолируются.Example. The claimed method can be implemented on the Usinsk field of high viscosity oil. Powerful productive formations occur at a depth of 1100-1500 m and contain oil with a viscosity of 700 MPa • s. The field is developed by the thermal method - by injecting steam into the reservoir. For injection of steam, steam generators of the Thermotix company (USA) are used, which produce steam with a pressure of up to 12.0-13.0 MPa and a temperature of up to 320-330 o C. The steam is pumped into injection wells with a depth of 1500 m, equipped with a tubing string , the upper part of which is composed of thermally insulated pipes of the Kawasaki Thermal System company, the lower part is composed of conventional tubing pipes with a diameter of 89 mm, which are not insulated.
Необходимая длина неизолированного участка НКТ, при которой происходит выравнивание температур пара и холодной воды, рассчитывается следующим образом:
В середине разрабатываемого объекта устанавливают термостойкий пакер фирмы "Бейкер Ойл Тулз". Длина НКТ ниже пакера составит ≈20 м.The required length of the uninsulated tubing section, at which the temperature of the steam and cold water is equalized, is calculated as follows:
In the middle of the project under development, a heat-resistant packer of Baker Oil Tools is installed. The length of the tubing below the packer will be ≈20 m.
Затем через колонну насосно-компрессорных труб закачивают пар с расходом 300 т/сут (12500 кг/ч), давлением 12,0 МПа, сухостью 0,65 и температурой 325oС на устье.Then steam is pumped through the tubing string at a flow rate of 300 tons / day (12,500 kg / h), a pressure of 12.0 MPa, a dryness of 0.65, and a temperature of 325 ° C. at the mouth.
Одновременно в затрубное пространство скважин закачивают холодную воду, расход которой определяют по формуле
При таком расходе температура воды, поступающей в верхнюю и нижнюю части объекта, будет примерно одинакова и равна 270oС. При этом массовый расход закачиваемого агента увеличивается более чем в 2 раза (с 300 до 624 т/сут), а темп ввода тепла в скважину сохраняется постоянным.At the same time, cold water is pumped into the annulus of the wells, the flow rate of which is determined by the formula
With this flow rate, the temperature of the water entering the upper and lower parts of the object will be approximately the same and equal to 270 o C. In this case, the mass flow rate of the injected agent increases by more than 2 times (from 300 to 624 t / day), and the rate of heat input to the well remains constant.
Поступающая в верхнюю и нижнюю части объекта горячая вода вытесняет нефть по всему разрезу в добывающие скважины. The hot water entering the upper and lower parts of the facility displaces oil throughout the section into production wells.
Способ позволит повысить нефтеотдачу пласта примерно в 1,3-1,4 раза. The method will increase oil recovery by about 1.3-1.4 times.
Claims (2)
где qn - расход теплоносителя по колонне НКТ, кг/ч;
h'' - энтальпия теплоносителя на устье нагнетательной скважины, ккал/кг;
h' - энтальпия теплоносителя в разрабатываемом объекте ниже пакера, ккал/кг;
h'=(tк2-tн)•Св;
tк1 - температура воды, закачиваемой через затрубное пространство в верхней части объекта, выше пакера,oС;
tк2 - температура теплоносителя в нижней части объекта, ниже пакера,oС;
tн - начальная температура холодной воды на устье скважины,oС;
Св - средняя удельная теплоемкость воды, ккал/кг•град.1. A method of developing a reservoir of high-viscosity oil, including drilling injection and producing wells, equipping the injection well with a tubing string and heat-resistant packer, pumping coolant into the injection well and extracting oil from the producing well, characterized in that the upper part of the tubing string is assembled from thermally insulated pipes, and the lower part is left uninsulated above the level of the developed object, a heat-resistant packer is installed in the middle of the developed object, then through tubing coolant is pumped into the lower part of the object below the packer, and through the annulus of the cold water is pumped into the top of the object above the packer, and the flow of cold water is determined by the formula
where q n is the coolant flow through the tubing string, kg / h;
h '' is the coolant enthalpy at the mouth of the injection well, kcal / kg;
h 'is the coolant enthalpy in the developed object below the packer, kcal / kg;
h '= (t k2 -t n ) • C in ;
t к1 - temperature of water pumped through the annulus in the upper part of the object, above the packer, o С;
t K2 - the temperature of the coolant in the lower part of the object, below the packer, o C;
t n - the initial temperature of cold water at the wellhead, o C;
C in - the average specific heat of water, kcal / kg • deg.
где qn - расход теплоносителя по колонне НКТ, кг/ч;
h'' - энтальпия теплоносителя на устье нагнетательной скважины, ккал/кг;
h' - энтальпия теплоносителя в разрабатываемом объекте ниже пакера, ккал/кг;
D - диаметр неизолированной колонны;
К - коэффициент теплопередачи от теплоносителя к холодной воде, ккал/м2•ч•град;
θcp - средняя разность температур в верхней и нижней части неизолированного участка НКТ, θcp= θв-θн, oС;
θв - разность температур между теплоносителем и водой в верхней части неизолированной НКТ, oС;
θн - разность температур между теплоносителем и водой в нижней части неизолированной НКТ, в районе пакера, oС.2. The method according to p. 1, characterized in that the length of the uninsulated part of the tubing string is determined by the formula
where q n is the coolant flow through the tubing string, kg / h;
h '' is the coolant enthalpy at the mouth of the injection well, kcal / kg;
h 'is the coolant enthalpy in the developed object below the packer, kcal / kg;
D is the diameter of the uninsulated column;
K is the heat transfer coefficient from the coolant to cold water, kcal / m 2 • h • hail;
θ cp is the average temperature difference in the upper and lower parts of the uninsulated tubing section, θ cp = θ in -θ n , o С;
θ in - the temperature difference between the coolant and water in the upper part of the uninsulated tubing, o C;
θ n - the temperature difference between the coolant and water in the lower part of the uninsulated tubing, in the area of the packer, o C.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000116191/03A RU2187630C2 (en) | 2000-06-19 | 2000-06-19 | Method of development of high-viscosity oil pool |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000116191/03A RU2187630C2 (en) | 2000-06-19 | 2000-06-19 | Method of development of high-viscosity oil pool |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2000116191A RU2000116191A (en) | 2002-06-20 |
| RU2187630C2 true RU2187630C2 (en) | 2002-08-20 |
Family
ID=20236559
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000116191/03A RU2187630C2 (en) | 2000-06-19 | 2000-06-19 | Method of development of high-viscosity oil pool |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2187630C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102562014A (en) * | 2010-12-31 | 2012-07-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | High solidifying point crude oil exploiting device and high solidifying point crude oil exploiting method |
| RU2527972C1 (en) * | 2012-01-31 | 2014-09-10 | Уорлд Энерджи Системз Инкорпорейтед | Method (versions) and control system of operating temperatures in wellbore |
| RU2688821C1 (en) * | 2018-07-13 | 2019-05-22 | Ильдар Зафирович Денисламов | Multifunctional well for extraction of high-viscosity oil |
-
2000
- 2000-06-19 RU RU2000116191/03A patent/RU2187630C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| БУРЖЕ Ж. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1988, с.193. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102562014A (en) * | 2010-12-31 | 2012-07-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | High solidifying point crude oil exploiting device and high solidifying point crude oil exploiting method |
| CN102562014B (en) * | 2010-12-31 | 2014-07-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | High solidifying point crude oil exploiting device and high solidifying point crude oil exploiting method |
| RU2527972C1 (en) * | 2012-01-31 | 2014-09-10 | Уорлд Энерджи Системз Инкорпорейтед | Method (versions) and control system of operating temperatures in wellbore |
| US9194214B2 (en) | 2012-01-31 | 2015-11-24 | World Energy Systems Incorporated | Method and system for controlling wellbore production temperature |
| RU2688821C1 (en) * | 2018-07-13 | 2019-05-22 | Ильдар Зафирович Денисламов | Multifunctional well for extraction of high-viscosity oil |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20110048005A1 (en) | Loop geothermal system | |
| RU2350747C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| CA1070611A (en) | Recovery of hydrocarbons by in situ thermal extraction | |
| US3515213A (en) | Shale oil recovery process using heated oil-miscible fluids | |
| US5931230A (en) | Visicous oil recovery using steam in horizontal well | |
| RU2305762C1 (en) | Method for viscous oil or bitumen deposit field development | |
| RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
| US20070187103A1 (en) | Hydrocarbon Recovery from Subterranean Formations | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2442883C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil reserves | |
| US4612989A (en) | Combined replacement drive process for oil recovery | |
| US5014787A (en) | Single well injection and production system | |
| CA2273027C (en) | Methods and apparatus for enhanced recovery of viscous deposits by thermal stimulation | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| CA2031814C (en) | Method of recovering hydrocarbons using single well injection/production system | |
| RU2067168C1 (en) | Method for heat displacement of oil from horizontal well | |
| US2876838A (en) | Secondary recovery process | |
| RU2231635C1 (en) | Method of thermal development of deposits of solid hydrocarbons | |
| GB2549832A (en) | Geothermal power system | |
| US3430700A (en) | Recovery of petroleum by thermal methods involving transfer of heat from one section of an oil-bearing formation to another | |
| US3707189A (en) | Flood-aided hot fluid soak method for producing hydrocarbons | |
| RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
| RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
| RU2187630C2 (en) | Method of development of high-viscosity oil pool | |
| RU2690588C2 (en) | Method of super-viscous oil field development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20050620 |