RU2307926C1 - Method for bitumen deposit development - Google Patents
Method for bitumen deposit development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2307926C1 RU2307926C1 RU2005140696/03A RU2005140696A RU2307926C1 RU 2307926 C1 RU2307926 C1 RU 2307926C1 RU 2005140696/03 A RU2005140696/03 A RU 2005140696/03A RU 2005140696 A RU2005140696 A RU 2005140696A RU 2307926 C1 RU2307926 C1 RU 2307926C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bitumen
- heat
- horizontal
- wells
- reservoir
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Working-Up Tar And Pitch (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам добычи битумов с применением тепла в комплексе с бурением горизонтальных скважин.The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for producing bitumen using heat in combination with the drilling of horizontal wells.
Известен способ (патент США №2019575, опуб. 26.04.77 г.), включающий прогрев пласта с использованием эксплуатационной колонны, специальным образом оборудованной, а также множеством периферийных скважин, пробуренных в продуктивном пласте недалеко от эксплуатационной скважины. Периферийные скважины вскрывают только верхнюю часть продуктивного пласта. Эксплуатационная скважина оборудуется тремя колоннами труб, спускаемыми концентрично одна в другую. Три колонны образуют три канала связи с поверхностью: первый канал - колонна самого малого диаметра (НКТ) - опускают до подошвы пласта и перфорируют против продуктивного пласта, из которого производят добычу, - второй и третий каналы - межтрубное пространство - служат для циркуляции теплоносителя.The known method (US patent No. 20159575, publ. 04/26/77), comprising heating the formation using a production string, specially equipped, as well as many peripheral wells drilled in the reservoir near the production well. Peripheral wells reveal only the upper part of the reservoir. The production well is equipped with three columns of pipes that are lowered concentrically one into another. Three columns form three channels of communication with the surface: the first channel - the column of the smallest diameter (tubing) - is lowered to the bottom of the formation and perforated against the producing formation from which the production is made, the second and third channels - the annular space - serve to circulate the coolant.
Эффективность вытеснения остается низкой из-за того, что процесс распределения теплоносителя в пласте не контролируется. Осуществление способа требует больших материальных и энергетических затрат.The displacement efficiency remains low due to the fact that the process of distribution of the coolant in the reservoir is not controlled. The implementation of the method requires large material and energy costs.
Также известен способ с применением тепла в комплексе с наклонно-горизонтальными скважинами (патент Россия №2237804, МПК7 Е21В 43/24, опубл. 10.10.2004 г.). Способ включает бурение скважин по определенной сетке, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины. Бурение скважин проводят по радиальной сетке. Нагнетательные скважины располагают по продуктивному пласту ближе к верхней границе пласта по наиболее проницаемым пропласткам. Добывающие скважины располагают ближе к нижней границе пласта. На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией. В последующим переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.Also known is a method using heat in combination with inclined horizontal wells (Russian patent No. 2237804, IPC 7 EV 43/24, publ. 10.10.2004). The method includes drilling wells on a specific grid, injecting a displacing agent through injection wells and selecting formation fluids through production wells. Well drilling is carried out on a radial grid. Injection wells are located on the reservoir closer to the upper boundary of the reservoir along the most permeable layers. Production wells are located closer to the lower boundary of the reservoir. At the initial stage of development, all wells conduct thermocyclic treatment of the formation with steam stimulation. Subsequently, they switch to the selection of reservoir fluids through production wells with areal impact on the reservoir through injection wells.
Основным технико-технологическим недостатком строительства такой теплонагнетательной скважины является то, что она проведена по стабильному азимуту, что существенно снизило площадь и объем разогреваемого участка битумного пласта.The main technical and technological drawback of the construction of such a heat injection well is that it was conducted in a stable azimuth, which significantly reduced the area and volume of the heated portion of the bitumen formation.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ разработки битумных месторождений путем теплового воздействия на пласт (патент Россия №2225942, МПК7 Е21В 43/24, опубл. 20.03.2004 г). Способ включает определение оптимального размера добычного элемента, в центре которого бурят центральную добывающую скважину. Нагнетательные скважины располагают на расстоянии 10 м от центральной и на 180° друг от друга. В непосредственной близости от центральной скважины бурят дренажную и оборудуют погружным насосом и осушают пласт. Через нагнетательную скважину подают парогаз. Нагревают пласт до добычной вязкости битума и производят отбор битума через добывающую скважину.The closest in technical essence and the achieved result to the proposed one is a method of developing bitumen deposits by thermal action on the formation (Russian patent No. 2225942, IPC 7 ЕВВ 43/24, publ. March 20, 2004). The method includes determining the optimal size of the production element, in the center of which a central production well is drilled. Injection wells are located at a distance of 10 m from the central and 180 ° from each other. In the immediate vicinity of the central well, a drainage is drilled and equipped with a submersible pump and drained. Steam gas is supplied through the injection well. The formation is heated to the production viscosity of bitumen and bitumen is taken through the production well.
Недостатком является то, что небольшие площади разогрева пласта и объем разогреваемого участка пласта.The disadvantage is that the small area of heating the formation and the volume of the heated area of the formation.
Техническим результатом изобретения является устранение указанного недостатка, т.е. создание способа более эффективного вытеснения битума и увеличение объема разогреваемого участка пласта и тем самым увеличения коэффициента извлечения за счет непосредственного воздействия на битумный пласт.The technical result of the invention is to eliminate this drawback, i.e. creating a method for more efficiently displacing bitumen and increasing the volume of the heated section of the formation and thereby increasing the recovery coefficient due to the direct effect on the bitumen formation.
Технический результат достигается тем, что в способе разработки битумного месторождения, включающем бурение теплонагнетательных скважин по пласту, закачку по ним теплоносителя в пласт, бурение дренажных скважин ниже подошвы битуминосного пласта, откачку пластовой воды и отбор продукции в дискретном режиме, согласно изобретению при разработке месторождений вытянутой формы, когда их длина в несколько раз превышает ширину, бурят наклонно-горизонтальные теплонагнетательные скважины с горизонтальными участками синусоидального типа в генеральном направлении месторождения, при этом азимут скважин циклически изменяют в горизонтальной проекции таким образом, что при увеличении трассы скважины на 10% обеспечивают увеличение площади разогрева на 45-50%, а отбор продукции осуществляют через колонны дренажных скважин.The technical result is achieved by the fact that in the method of developing a bitumen deposit, comprising drilling heat injection wells in the formation, pumping coolant through them, drilling drainage wells below the bottom of the tar sump, pumping formation water and selecting products in discrete mode, according to the invention, when developing extended fields forms, when their length is several times greater than the width, drill directional horizontal heat injection wells with horizontal sections of a sinusoidal type in the direction of the field, while the azimuth of the wells is cyclically changed in horizontal projection so that when the well path is increased by 10%, the heating area is increased by 45-50%, and production is selected through the columns of drainage wells.
Способ поясняется чертежами, где на фиг.1: 1 - теплонагнетательная скважина. На фиг.2: 2 - горизонтальный участок синусоидального типа. На фиг.3: 1 - теплонагнетательная скважина; 3 - дренажная скважина; 4 - погружной насос; 5 - дренажная колонна; 6 - добывающая колонна.The method is illustrated by drawings, where in Fig. 1: 1, a heat injection well. Figure 2: 2 is a horizontal section of a sinusoidal type. Figure 3: 1 - heat injection well; 3 - drainage well; 4 - submersible pump; 5 - drainage column; 6 - production column.
Для месторождений и залежей вытянутой формы, когда длина залежи в несколько раз превышает ширину, наиболее целесообразным является бурение теплонагнетальной скважины с синусоидальным горизонтальным участком относительно генерального направления, чтобы горизонтальная проекция этой скважины напоминала «змею».For elongated deposits and deposits, when the length of the deposit is several times greater than the width, the most appropriate is to drill a heat-injection well with a sinusoidal horizontal section relative to the general direction so that the horizontal projection of this well resembles a “snake”.
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
Бурят теплонагнегнетальную скважину 1 на глубину залегания битумного пласта, где горизонтальный участок 2 синусоидального типа проходит по пласту. Для бурения горизонтально-синусоидального участка теплонагнетательной скважины необходима следующая компоновка низа бурильной колонны (КНБК): долото ⌀151 мм, винтовой забойный двигатель ⌀108 мм с жестким кривым переводником, телеметрия, УБТ ⌀120 мм. Бурение теплонагнетательной скважины такого профиля рекомендуется бурить колтюбинговыми установками с непрерывными гибкими трубами. Затем бурят дренажные скважины 3 на глубину 10-15 м ниже битумного пласта и оборудуют их погружным насосом 4 с производительностью 10 м3/ч. Осуществляют осушение битумного пласта в пределах добычного элемента с помощью дренажной колонны 5. Затем начинают процесс нагнетания теплоносителя через теплонагнетательную скважину 1. После разогрева пласта и достижения добычной вязкости битума начинают отбор продукции методом свабирования из добывающей колонны 6. При этом процесс осушения происходит в дискретном режиме. После разогрева битума до оптимальной добычной вязкости битума осушение пласта временно прекращается, что приведет к подъему подземных вод. Это, в свою очередь, увеличит объем вытеснения разогретого битума за счет природной энергии напорных подземных вод, который может составить 20-30 атм. То есть реализуется идея внутриконтурного заводнения, широко используемая при поддержании пластового давления.A heat-injection well 1 is drilled to the depth of the bitumen formation, where the horizontal section 2 of the sinusoidal type passes through the formation. For drilling a horizontal-sinusoidal section of a heat injection well, the following layout of the bottom of the drill string (BHA) is required: a bit ⌀151 mm, a downhole screw motor ⌀108 mm with a rigid curved sub, telemetry, drill collar ⌀120 mm. Drilling a heat injection well of this profile is recommended to be drilled with coiled tubing units with continuous flexible pipes. Then,
При разогреве битумного пласта ранее применявшимися способами основная доля тепла расходовалась на разогрев воды, у которой теплопроводность на порядок выше, чем у битума и минерального каркаса глинистого песчаника. Кроме того, поскольку из добычной скважины ранее добывался битум совместно с водой и в силу большой разницы коэффициентов фильтрации воды и битума (более чем в 5-7 раз) в скважину подтягивалось большое количество холодной пластовой воды, на разогрев которой так же требовалось большое количества тепла, чем на разогрев собственно битума. В заявленном способе значительный расход теплоносителя на разогрев гравитационной пластовой воды практически исключен. В осушенном пласте теплоперенос и на разогрев битума осуществляется с наименьшими теплозатратами.When heating the bitumen layer with previously applied methods, the main part of the heat was spent on heating the water, whose thermal conductivity is an order of magnitude higher than that of bitumen and the clayey sandstone mineral skeleton. In addition, since bitumen was previously extracted together with water from the production well, and due to the large difference in the filtration coefficients of water and bitumen (more than 5-7 times), a large amount of cold formation water was drawn into the well, which also required a large amount of heat to heat than to warm bitumen itself. In the inventive method, a significant flow of coolant for heating gravity formation water is practically eliminated. In a drained formation, heat transfer and heating of bitumen is carried out with the lowest heat consumption.
Бурение нагнетательной скважины с горизонтальным синусоидальным участком увеличивает площадь разогрева на 45-50%, а длина трассы увеличивается всего на 10%. Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки битумного месторождения определяется главным образом увеличением площади охвата продуктивного пласта, существенным снижением энергозатрат, уменьшением тепловых потерь, уменьшением затрат на обезвоживание добытого сырья, уменьшением затрат на строительство дополнительных скважин.Drilling an injection well with a horizontal sinusoidal section increases the heating area by 45-50%, and the length of the route increases by only 10%. The technical and economic efficiency of the proposed method for developing a bitumen deposit is determined mainly by increasing the coverage area of the productive formation, a significant reduction in energy consumption, reducing heat losses, reducing the cost of dewatering the extracted raw materials, and reducing the cost of constructing additional wells.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005140696/03A RU2307926C1 (en) | 2005-12-26 | 2005-12-26 | Method for bitumen deposit development |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005140696/03A RU2307926C1 (en) | 2005-12-26 | 2005-12-26 | Method for bitumen deposit development |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2005140696A RU2005140696A (en) | 2007-07-10 |
RU2307926C1 true RU2307926C1 (en) | 2007-10-10 |
Family
ID=38316242
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005140696/03A RU2307926C1 (en) | 2005-12-26 | 2005-12-26 | Method for bitumen deposit development |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2307926C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2524705C2 (en) * | 2012-10-02 | 2014-08-10 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of development of bitumen deposits of isometric shape |
RU2528760C1 (en) * | 2013-05-07 | 2014-09-20 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Development of isometric natural bitumen deposits |
RU2555163C1 (en) * | 2014-01-21 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Коми" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells |
RU2625127C1 (en) * | 2016-06-11 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Excavation method of high viscous oil deposits with gas cap |
-
2005
- 2005-12-26 RU RU2005140696/03A patent/RU2307926C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2524705C2 (en) * | 2012-10-02 | 2014-08-10 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of development of bitumen deposits of isometric shape |
RU2528760C1 (en) * | 2013-05-07 | 2014-09-20 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Development of isometric natural bitumen deposits |
RU2555163C1 (en) * | 2014-01-21 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Коми" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells |
RU2625127C1 (en) * | 2016-06-11 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Excavation method of high viscous oil deposits with gas cap |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2005140696A (en) | 2007-07-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7621326B2 (en) | Petroleum extraction from hydrocarbon formations | |
US7422063B2 (en) | Hydrocarbon recovery from subterranean formations | |
US8162043B2 (en) | In situ method and system for extraction of oil from shale | |
US20060175061A1 (en) | Method for Recovering Hydrocarbons from Subterranean Formations | |
CA2913140C (en) | Radial fishbone sagd | |
US8464792B2 (en) | Conduction convection reflux retorting process | |
RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
RU2350747C1 (en) | Method of oil deposit development | |
Gates et al. | Impact of steam trap control on performance of steam-assisted gravity drainage | |
RU2305762C1 (en) | Method for viscous oil or bitumen deposit field development | |
RU2442883C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil reserves | |
RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
CA2744749C (en) | Basal planer gravity drainage | |
RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
RU2412342C1 (en) | Procedure for development of deposit of heavy oil or bitumen with control of pumping heat carrier into well | |
MX2014011204A (en) | Methods and systems for downhole thermal energy for vertical wellbores. | |
RU2307926C1 (en) | Method for bitumen deposit development | |
RU2211318C2 (en) | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation | |
RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
RU2274741C1 (en) | Oil field development method | |
RU2526047C1 (en) | Development of extra-heavy crude oil | |
RU2395676C1 (en) | Method of bitumen deposit development | |
RU2225942C1 (en) | Method for extraction of bituminous deposit | |
RU2301328C1 (en) | Method for highly-viscous oil production from horizontal well under reservoir treatment with heat | |
RU2691234C2 (en) | Development method of super-viscous oil deposit |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20071227 |