RU2343276C1 - Method of development of high viscous oil deposit - Google Patents
Method of development of high viscous oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2343276C1 RU2343276C1 RU2007107583/03A RU2007107583A RU2343276C1 RU 2343276 C1 RU2343276 C1 RU 2343276C1 RU 2007107583/03 A RU2007107583/03 A RU 2007107583/03A RU 2007107583 A RU2007107583 A RU 2007107583A RU 2343276 C1 RU2343276 C1 RU 2343276C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- wells
- injection
- steam
- producing
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Thermal Insulation (AREA)
- Cosmetics (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений, включающим тепловое воздействие на залежь, содержащую высоковязкую нефть.The invention relates to methods for developing oil fields, including thermal exposure of a reservoir containing high viscosity oil.
Известен способ разработки нефтяных месторождений путем теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти с использованием горизонтальных скважин, согласно которому добычу нефти и закачку теплоносителя в пласт осуществляют через одну горизонтальную скважину, в которой установлена перфорированная обсадная колонна и насосно-компрессорные трубы (НКТ) с пакером, перекрывающим кольцевое межтрубное пространство (патент РФ №2067168 от 05.01.94 г., МПК: Е21В 43/24). Закачку теплоносителя в пласт осуществляют через НКТ в оконечную часть обсадной колонны за пакер, а нефть отбирают через перфорацию обсадной колонны в начале горизонтального участка.There is a method of developing oil fields by thermal exposure of a highly viscous oil reservoir using horizontal wells, according to which oil is extracted and the coolant is injected into the formation through one horizontal well in which a perforated casing string and tubing with a packer are installed, overlapping annular annular space (RF patent No. 2067168 from 05.01.94, IPC: ЕВВ 43/24). The coolant is pumped into the formation through the tubing to the end of the casing string behind the packer, and oil is taken through the perforation of the casing string at the beginning of the horizontal section.
Основным недостатком известного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как при закачке теплоносителя и отборе нефти через одну и ту же скважину происходят быстрые прорывы теплоносителя в кольцевое межтрубное пространство, что не позволяет увеличить охват пласта тепловым воздействием. Увеличение плотности сетки скважин приводит к существенному увеличению затрат на осуществление способа.The main disadvantage of this method is the lack of oil recovery efficiency, since when the coolant is injected and the oil is taken through the same well, fast breakthroughs of the coolant into the annular annular space occur, which does not allow increasing the thermal coverage of the formation. An increase in the density of the grid of wells leads to a significant increase in the cost of implementing the method.
Также известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий тепловое воздействие на пласт, согласно которому осуществляют добычу нефти и закачку теплоносителя в пласт через одну непрерывную горизонтальную скважину, устье и забой которой выходят на поверхность (патент РФ №2211318 от 21.11.2000 г., МПК: Е21В 43/24). Теплоноситель подают в продуктивный пласт через устье и забой непрерывной скважины до разжижения нефти вокруг ствола скважины по всей длине горизонтального участка, затем через забой скважины осуществляют отбор нефти, а теплоноситель продолжают закачивать через устье скважины.Also known is a method of developing an oil field, including thermal exposure of the formation, according to which oil is produced and coolant is injected into the formation through one continuous horizontal well, the mouth and bottom of which extend to the surface (RF patent No. 2211318 of November 21, 2000, IPC: ЕВВ 43/24). The coolant is fed into the reservoir through the wellhead and the bottom of a continuous well until oil is diluted around the wellbore along the entire length of the horizontal section, then the oil is taken through the bottom of the well and the coolant continues to be pumped through the wellhead.
Недостатками данного способа являются: сложность бурения непрерывной скважины, в частности наклонного выходного участка, большие финансовые и временные затраты на бурение фонда непрерывных скважин, ограниченный охват пласта процессом теплового воздействия и дренирования, что вызывает снижение коэффициента нефтеотдачи.The disadvantages of this method are: the difficulty of drilling a continuous well, in particular an inclined exit section, the large financial and time costs of drilling a fund of continuous wells, the limited coverage of the formation by the process of heat exposure and drainage, which causes a decrease in the oil recovery coefficient.
Наиболее близким по технической сущности, принятым за прототип, является способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий бурение добывающих скважин и горизонтальных нагнетательных скважин, закачку пара в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин (патент РФ №2285117 от 07.12.2004 г., МПК: Е21В 43/24). Согласно способу бурят вертикальные добывающие скважины, бурят горизонтальную скважину-коллектор большого диаметра и перфорируют ее горизонтальную часть, а также бурят парные горизонтальные скважины, расположенные в одной вертикальной плоскости, при этом забои вертикальных и парных горизонтальных скважин располагают около горизонтальной части скважины - коллектора или пересекают ее, закачку теплоносителя осуществляют через все горизонтальные скважины до перехода нефти в подвижное состояние, а затем по вертикальным скважинам осуществляют добычу нефти.The closest in technical essence adopted for the prototype is a method of developing a highly viscous oil field, including drilling production wells and horizontal injection wells, injecting steam into injection wells and taking oil from production wells (RF patent No. 2285117 of December 7, 2004, IPC : ЕВВ 43/24). According to the method, vertical production wells are drilled, a large horizontal horizontal collector well is drilled and its horizontal part is perforated, as well as paired horizontal wells located in one vertical plane, while the faces of the vertical and paired horizontal wells are located near the horizontal part of the well — the collector or intersect it, the coolant is pumped through all horizontal wells until the oil transitions to a mobile state, and then through vertical wells tvlyayut oil.
Основным недостатком известного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения за счет снижения охвата пласта воздействием теплоносителя, так как из-за расположения забоев вертикальных добывающих скважин и нагнетательных горизонтальных скважин около горизонтальной части скважины - коллектора или пересечения ее происходят быстрые прорывы теплоносителя в скважину-коллектор, а затем в добывающие вертикальные скважины.The main disadvantage of this method is the lack of oil recovery efficiency due to lower formation coverage by the coolant, since due to the location of the faces of the vertical production wells and horizontal injection wells near the horizontal part of the well - the reservoir or its intersection, quick breakthroughs of the coolant into the collector well occur, and then into producing vertical wells.
Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности нефтеизвлечения путем увеличения охвата пласта тепловым воздействием за счет последовательной отработки всей толщины пласта.The objective of the present invention is to increase the efficiency of oil recovery by increasing the coverage of the formation by thermal exposure due to the sequential development of the entire thickness of the formation.
Поставленная задача решается тем, что при осуществлении способа разработки нефтяных месторождений высоковязкой нефти, включающего бурение добывающих скважин и горизонтальных нагнетательных скважин, закачку пара в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин согласно изобретению осуществляют бурение добывающей скважины до подошвы продуктивного пласта, каждую горизонтальную нагнетательную скважину бурят с периферии участка под нисходящим углом в направлении подошвы пласта к добывающей скважине до образования между скважинами прямой гидравлической связи, при этом после прорыва пара в добывающую скважину закачивают в нагнетательную скважину, являющуюся источником прорыва пара, изолирующий наполнитель с возможностью образования непроницаемой зоны у забоя скважины, причем закачку изолирующего наполнителя осуществляют до создания первоначального давления нагнетания пара, а цикл закачки изолирующего наполнителя в нагнетательную скважину осуществляют после каждого прорыва пара в добывающую скважину, при этом в качестве изолирующего наполнителя используют, например, глинистый раствор, а образование прямой гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами устанавливают по увеличению статического уровня жидкости в добывающей скважине. Способ также предусматривает вариант предварительного прогрева добывающих скважин после вывода их из бурения путем закачки пара, при этом время предварительного прогрева добывающей скважины определяют по формуле:The problem is solved in that when implementing the method of developing high-viscosity oil oil fields, including drilling production wells and horizontal injection wells, injecting steam into injection wells and extracting oil from production wells according to the invention, the production well is drilled to the bottom of the reservoir, each horizontal injection well drilled from the periphery of the site at a downward angle in the direction of the bottom of the formation to the production well until the formation between with direct hydraulic communication wells, in this case, after steam breakthrough into the production well, an insulating filler is pumped into the injection well, which is the source of the steam breakthrough, with the possibility of forming an impermeable zone at the bottom of the well, and the insulating filler is injected until the initial steam injection pressure is created, and the insulating injection cycle filler in the injection well is carried out after each breakthrough of steam into the producing well, while as an insulating filler is used use, for example, a clay solution, and the formation of a direct hydraulic connection between the injection and production wells is established by increasing the static liquid level in the production well. The method also provides an option for preheating production wells after they are withdrawn from drilling by steam injection, while the time for preheating the production well is determined by the formula:
t=r2/4·а,t = r 2/4 · a,
где r - расстояние от добывающей до нагнетательной скважины;where r is the distance from the producing to the injection well;
а - коэффициент температуропроводности пласта;a is the thermal diffusivity of the formation;
Кроме того, изобретение предусматривает несколько вариантов расположения скважин, например: добывающую скважину бурят вертикально, а нагнетательные скважины располагают радиально относительно добывающей скважины или добывающие скважины бурят вертикально с образование куста скважин, а нагнетательные скважины располагают радиально относительно куста, или вертикальные добывающие скважины располагают в ряд, а нагнетательные скважины располагают по обе стороны от ряда добывающих скважин, или добывающую скважину бурят горизонтально, а нагнетательные скважины располагают по обе стороны от добывающей скважины.In addition, the invention provides several options for the location of the wells, for example: the production well is drilled vertically, and the injection wells are located radially relative to the production well or the production wells are drilled vertically from the formation of a wellbore, and the injection wells are arranged radially relative to the well, or the vertical production wells are arranged in a row and injection wells are located on both sides of a number of production wells, or the production well is drilled horizontally, and injection wells are located on both sides of the producing well.
Существенными отличительными признаками заявленного изобретения является следующее:Salient features of the claimed invention is the following:
- добывающую скважину бурят до подошвы продуктивного пласта;- the production well is drilled to the bottom of the reservoir;
- каждую горизонтальную нагнетательную скважину бурят с периферии участка под нисходящим углом в направлении подошвы пласта к добывающей скважине до образования между скважинами прямой гидравлической связи;- each horizontal injection well is drilled from the periphery of the site at a downward angle in the direction of the bottom of the formation to the producing well until direct hydraulic communication between the wells is formed;
- после прорыва пара в добывающую скважину закачивают в нагнетательную скважину, являющуюся источником прорыва пара, изолирующий наполнитель с возможностью образования непроницаемой зоны у забоя скважины, при этом закачку изолирующего наполнителя осуществляют до создания первоначального давления нагнетания пара;- after the steam breakthrough into the production well, the insulating filler is pumped into the injection well, which is the source of the steam breakthrough, with the possibility of forming an impermeable zone at the bottom of the well, while the insulating filler is injected until the initial steam injection pressure is created;
- цикл закачки изолирующего наполнителя в нагнетательную скважину осуществляют после каждого прорыва пара в добывающую скважину;- the cycle of injection of the insulating filler into the injection well is carried out after each steam breakthrough into the producing well;
- образование прямой гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами устанавливают по увеличению статического уровня жидкости в добывающей скважине;- the formation of a direct hydraulic connection between the injection and production wells is established by increasing the static liquid level in the production well;
- в качестве изолирующего наполнителя используют, например, глинистый раствор;- for example, a clay solution is used as an insulating filler;
- осуществляют предварительный прогрев добывающих скважин после вывода их из бурения путем закачки пара;- carry out a preliminary heating of production wells after their withdrawal from drilling by injection of steam;
- время предварительного прогрева добывающей скважины определяют по формуле:- the pre-heating time of the producing well is determined by the formula:
t=r2/4·а,t = r 2/4 · a,
где r - расстояние от добывающей до нагнетательной скважины;where r is the distance from the producing to the injection well;
а - коэффициент температуропроводности пласта;a is the thermal diffusivity of the formation;
- добывающую скважину бурят вертикально, а нагнетательные скважины располагают радиально относительно добывающей скважины;- the producing well is drilled vertically, and the injection wells are arranged radially relative to the producing well;
- добывающие скважины бурят вертикально с образованием куста скважин, а нагнетательные скважины располагают радиально относительно куста;- producing wells are drilled vertically with the formation of a cluster of wells, and injection wells are arranged radially relative to the cluster;
- вертикальные добывающие скважины располагают в ряд, а нагнетательные скважины располагают по обе стороны от ряда добывающих скважин;- vertical production wells are placed in a row, and injection wells are located on both sides of a number of production wells;
- добывающую скважину бурят горизонтально, а нагнетательные скважины располагают по обе стороны от добывающей скважины.- the production well is drilled horizontally, and the injection wells are located on both sides of the production well.
Указанная совокупность существенных признаков за счет создания поэтапных ступенчатых непроницаемых зон у забоя нагнетательных скважин позволяет последовательно увеличивать радиус охвата пласта тепловым воздействием, обеспечивая последовательную выработку новых вовлекаемых в разработку участков продуктивного пласта и, как результат, осуществляя активный прогрев всей толщины пласта существенно увеличить эффективность нефтеизвлечения.The indicated set of essential features due to the creation of stepwise stepwise impermeable zones near the bottom of injection wells allows to sequentially increase the radius of formation coverage by heat, ensuring the consistent development of new sections of the productive formation involved in the development and, as a result, by actively warming the entire thickness of the formation, significantly increasing the oil recovery efficiency.
Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательный уровень. Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Изобретение промышленно применимо, т.к. имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.The claimed features of the invention are not obvious to the average person skilled in the art. In this regard, we believe that the claimed invention has an inventive level. The claimed combination of essential features is not known to us from the prior art, therefore, the claimed invention is new. The invention is industrially applicable since the available equipment and technology developed by us, allow us to fully implement the method.
На фиг.1 показана схема разработки участка залежи с центральной вертикальной добывающей скважиной и радиальными горизонтальными нагнетательными скважинами.Figure 1 shows the development scheme of the reservoir with a central vertical production well and radial horizontal injection wells.
На фиг.2 показана вышеуказанная схема в плане.Figure 2 shows the above diagram in plan.
На фиг.3 показана схема разработки участка залежи с центральным кустом вертикальных добывающих скважин и радиальными горизонтальными нагнетательными скважинами.Figure 3 shows the development scheme of the reservoir with the central cluster of vertical production wells and radial horizontal injection wells.
На фиг.4 показана вышеуказанная схема в плане.Figure 4 shows the above diagram in plan.
На фиг.5 показана схема разработки участка залежи с расположением вертикальных добывающих скважин в ряд, а нагнетательных скважин по обе стороны от ряда добывающих скважин, причем каждая пара нагнетательных скважин может быть расположена как в одной, так и в разных вертикальных плоскостях относительно ряда добывающих скважин.Figure 5 shows the development of the reservoir with the location of the vertical production wells in a row, and injection wells on both sides of a number of production wells, each pair of injection wells can be located in one or in different vertical planes relative to a number of production wells .
На фиг.6 показана вышеуказанная схема в плане.Figure 6 shows the above diagram in plan.
На фиг.7 показана схема разработки участка залежи с расположением добывающей скважины горизонтально, а нагнетательных скважин по обе стороны от добывающей скважины, причем каждая пара нагнетательных скважин может быть расположена как в одной, так и в разных вертикальных плоскостях относительно горизонтальной добывающей скважины.Fig. 7 shows a developmental plan for a reservoir site with the location of the production well horizontally and of injection wells on either side of the production well, with each pair of injection wells being located in one or different vertical planes relative to the horizontal producing well.
На фиг.8 показана вышеуказанная схема в плане.On Fig shows the above diagram in plan.
На фиг.9 показана схема разбуривания участка залежи при разработке многопластового месторождения или слоистой структуре пласта с расположением горизонтальных добывающих скважин или боковых горизонтальных стволов (БГС) и горизонтальных нагнетательных скважин или БГС в каждом изолированном пласте или пропластке.Fig. 9 shows a pattern for drilling a section of a deposit during development of a multilayer field or a layered structure of the formation with the location of horizontal production wells or horizontal lateral shafts (GHS) and horizontal injection wells or GHS in each isolated formation or interlayer.
На фиг.10 показана вышеуказанная схема в плане.Figure 10 shows the above diagram in plan.
На фиг.11 показана схема осуществления способа при разработке участка залежи с расположением добывающей скважины горизонтально, а нагнетательных скважин по обе стороны от добывающей скважины при образовании прямой гидравлической связи между скважинами.Figure 11 shows a diagram of the implementation of the method when developing a section of the reservoir with the location of the producing well horizontally, and injection wells on both sides of the producing well when forming a direct hydraulic connection between the wells.
На фиг.12 показана схема осуществления способа при разработке участка залежи с расположением добывающей скважины горизонтально, а нагнетательных скважин по обе стороны от добывающей скважины при образовании непроницаемой зоны у забоя нагнетательной скважины с помощью изолирующего наполнителя.On Fig shows a diagram of the method when developing a section of the reservoir with the location of the production well horizontally, and injection wells on both sides of the production well with the formation of an impenetrable zone at the bottom of the injection well with an insulating filler.
На фиг.13 показана вышеуказанная схема с увеличенной непроницаемой зоной у забоя нагнетательной скважины с помощью изолирующего наполнителя.On Fig shows the above diagram with an enlarged impermeable zone at the bottom of the injection well using an insulating filler.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Разбуривают залежь по одной из приведенных схем. Добывающие скважины 1 бурят до подошвы продуктивного пласта 2. Осуществляют предварительный прогрев добывающих скважин после вывода их из бурения путем закачки пара в добывающую скважину по обсадной колонне, обеспечивая прогрев пристволовой и призабойной частей пласта. Прогрев пласта ведут до достижения паром зоны теплового влияния нагнетательных скважин. Радиус зоны теплового влияния нагнетательной скважины определяют по формуле:Drill a deposit according to one of the above schemes.
где а - коэффициент температуропроводности пласта;where a is the coefficient of thermal diffusivity of the reservoir;
t - время предварительного прогрева.t is the preheating time.
Таким образом, время предварительного прогрева равно:Thus, the preheat time is:
t=r2/4·а,t = r 2/4 · a,
где r - расстояние от добывающей до нагнетательной скважины.where r is the distance from the producing to the injection well.
Возможен вариант ввода добывающих скважин без предварительного прогрева. Каждую горизонтальную нагнетательную скважину 3 бурят с периферии участка под нисходящим углом в направлении подошвы пласта к добывающей скважине 1, при этом осуществляют постоянный контроль за уровнем пластовой жидкости в добывающей скважине 1. При образовании прямой гидравлической связи между добывающей скважиной 1 и нагнетательной скважиной 3 происходит повышение статического уровня пластовой жидкости в добывающей скважине 1 и бурение нагнетательной скважины 3 прекращают. Если в процессе бурения забой нагнетательной скважины приблизился к добывающей скважине на расстояние, например, 5-7 м и при этом не образовалась гидравлическая связь между этими скважинами, то осуществляют искусственное образование гидравлической связи, например, путем увеличения в нагнетательной скважине давления промывочной жидкости выше гидростатического. Возможен вариант осуществления искусственного образования гидравлической связи путем проведения гидроразрыва пласта, при этом в качестве жидкости гидроразрыва используют, например, жидкость на углеводородной основе (дизельное топливо и др.).The option of entering production wells without preliminary heating is possible. Each horizontal injection well 3 is drilled from the periphery of the site at a downward angle in the direction of the bottom of the formation to the
После бурения запланированного объема нагнетательных и добывающих скважин нагнетательные скважины оснащают паронагнетательными колоннами 4, устанавливают у кровли продуктивного пласта пакер 5 для предотвращения потерь тепла и осуществляют закачку пара по колонне 4. Возможен вариант, когда закачку теплоносителя в нагнетательные скважины осуществляют по обсадной колонне (на схеме не показано).After drilling the planned volume of injection and production wells, injection wells are equipped with
В добывающие скважины спускают насосное оборудование и оборудование для регистрации температуры по стволу скважины, например, оптоволоконный кабель, термодатчики (на схеме не показано).Pumping equipment and equipment for recording temperature along the wellbore are lowered into production wells, for example, fiber optic cable, temperature sensors (not shown in the diagram).
Осуществляют нагнетание теплоносителя, например, пара в нагнетательные скважины 3. Пар из каждой скважины движется по наиболее проницаемой зоне - зоне прямой гидравлической связи (см. фиг.11), отдавая тепло и разогревая нефтяной пласт, образуя зону активного нефтеизвлечения, где происходит конденсация пара, смешивание его с нефтью и дальнейшее продвижение водонефтяной эмульсии к призабойной зоне добывающей скважины. Одновременно происходит прогрев призабойной зоны добывающей скважины, частичное проникновение пара в поры и трещины по всей длине нагнетательной скважины.A coolant, for example, steam, is injected into
При достижении температуры пласта в зоне активного нефтеизвлечения до температуры нагнетаемого пара, процесс теплообмена прекращается и происходит прорыв пара в добывающую скважину 1, что фиксируется регистрирующими приборами. Нагнетательную скважину, являющуюся источником прорыва пара, определяют по падению давления пара, подаваемого в данную скважину. После прорыва пара в добывающую скважину, в нагнетательную скважину, являющуюся источником прорыва пара, закачивают изолирующий наполнитель вместе с паром с возможностью образования непроницаемой зоны у забоя скважины, при этом закачку изолирующего наполнителя осуществляют до создания первоначального давления нагнетания пара. В качестве изолирующего наполнителя используют, например, глинистый раствор. Для закачки изолирующего наполнителя проводят подъем паронагнетательной колонны 4. В случае, если паронагнетательная колонна поднята высоко над забоем скважины, для первого цикла закачки изолирующего наполнителя подъем колонны не проводят. В случае, если закачку пара осуществляют по обсадной колонне, то для закачки изолирующего наполнителя осуществляют спуск насосно-компрессорных труб. Изолирующий наполнитель под действием силы тяжести перекрывает забой нагнетательной скважины (см. фиг.12). Созданная в нагнетательной скважине непроницаемая зона у забоя скважины обеспечивает увеличение расстояния между зоной нагнетания и зоной отбора и изменение траектории движения закачиваемого пара. Таким образом, увеличивается радиус охвата пласта тепловым воздействием и вовлекаются в разработку новые участки продуктивного пласта. Возможен вариант, когда закачку изолирующего наполнителя осуществляют без закачки пара. После этого возобновляют закачку пара с давлением не ниже первоначального до образования нового прорыва пара в добывающую скважину от этой нагнетательной скважины. Цикл закачки изолирующего наполнителя в нагнетательную скважину осуществляют после каждого прорыва пара в добывающую скважину. В процессе осуществления способа ведут контроль за режимами работы всех добывающих и нагнетательных скважин и поэтапную закачку изолирующего наполнителя осуществляют в каждую нагнетательную скважину, из которой произошел прорыв пара в добывающую скважину. При каждом цикле закачки изолирующего наполнителя происходит постоянное увеличение расстояния между зоной нагнетания и зоной отбора и, как результат, увеличение зоны охвата пласта тепловым воздействием, то есть осуществляется активный прогрев всей толщины пласта существенно увеличивающий эффективность нефтеизвлечения (см. фиг.13).When the formation temperature in the zone of active oil recovery reaches the temperature of the injected steam, the heat exchange process stops and the breakthrough of steam occurs in the
После проведения нескольких циклов закачки изолирующего наполнителя уровень его установится в верхней части пласта. После этого ведут нагнетание пара и отбор жидкости до запланированной выработки запасов. При этом темп нагнетания пара в каждую конкретную нагнетательную скважину регулируют по данным, например, термодатчиков, установленных в добывающих скважинах. При прорыве пара от какой-либо нагнетательной скважины темп нагнетания пара в эту скважину снижают до снижения температуры добываемой жидкости ниже температуры конденсации пара.After several cycles of injection of the insulating filler, its level will be established in the upper part of the reservoir. After that, steam injection and liquid withdrawal are carried out before the planned depletion of reserves. At the same time, the rate of steam injection into each specific injection well is controlled according to, for example, temperature sensors installed in production wells. When steam breaks from any injection well, the rate of steam injection into this well is reduced until the temperature of the produced fluid is lower than the vapor condensation temperature.
При разработке многопластового месторождения или слоистой структуре пласта при осуществлении данного способа возможны различные варианты расположения скважин, например, следующие:When developing a multilayer field or a layered structure of the reservoir when implementing this method, various options for the location of wells are possible, for example, the following:
- добывающую вертикальную скважину бурят до подошвы нижнего продуктивного пласта или пропластка, при этом в каждом продуктивном пласте или пропластке устанавливают фильтры или перфорируют обсадную колонну, а горизонтальную нагнетательную скважину бурят в направлении подошвы нижнего продуктивного пласта или пропластка, при этом закачиваемый пар распространяется во все вышележащие пласты или пропластки;- a producing vertical well is drilled to the bottom of the lower reservoir or interlayer, with filters or perforated casing being installed in each reservoir or interlayer, and a horizontal injection well is drilled in the direction of the bottom of the lower reservoir or interlayer, with the injected steam spreading to all overlying layers or interlayers;
- добывающую вертикальную скважину бурят до подошвы нижнего продуктивного пласта или пропластка, при этом в каждом продуктивном пласте или пропластке устанавливают фильтры или перфорируют обсадную колонну, а горизонтальные нагнетательные скважины или боковые горизонтальные стволы (БГС) бурят в каждом изолированном пласте или пропластке;- a producing vertical well is drilled to the bottom of the lower reservoir or interlayer, with filters installed or perforated in each casing or interlayer, and horizontal injection wells or lateral horizontal shafts are drilled in each isolated formation or interlayer;
- горизонтальные добывающие скважины или БГС и горизонтальные нагнетательные скважины или БГС бурят в каждом изолированном пласте или пропластке (см. фиг.9, 10).- horizontal production wells or CGSs and horizontal injection wells or CGSs are drilled in each isolated formation or layer (see Figs. 9, 10).
Пример конкретного осуществления.An example of a specific implementation.
Предлагаемый способ может быть реализован на Лыа-Ельской площади Ярегского месторождения высоковязкой нефти, представленной терригенным неоднородным трещиноватопористым пластом на глубине 200-220 м, толщиной 15 м, с температурой 6-8°С, с давлением 0,4-0,6 МПа, пористостью 26%, проницаемостью 2-3 мкм2, вязкостью нефти 12 Па·с. Рассмотрим вариант разбуривания участка залежи, представленный на фиг.7, 8. С поверхности земли бурят добывающую скважину 1, горизонтальную часть ствола которой располагают в нижней части продуктивного пласта 2 (см. фиг.11). Горизонтальную часть ствола обсаживают эксплуатационной колонной ⌀245 мм с последующей ее перфорацией или устанавливают фильтр ⌀178 мм по всей длине. Из скважины 1 после окончания бурения удаляют технологическую жидкость для установления статического уровня равного текущему пластовому давлению. Возможен вариант предварительного прогрева добывающей скважины после вывода ее из бурения. Так, для условий Ярегского месторождения исходя из оптимального расстояния межу нагнетательной и добывающей скважинами, равного 6 м, время предварительного непрерывного прогрева добывающей скважины составляет 100 сут. С периферии участка по обе стороны от добывающей скважины 1 бурят горизонтальные нагнетательные скважины 3, горизонтальные стволы которых длиной 200 м, вскрывающие продуктивный горизонт толщиной 15 м, располагают под нисходящим углом, равным 4 градусам в направлении подошвы пласта к добывающей скважине. В процессе бурения каждой нагнетательной скважины 3 ведут мониторинг положения статического уровня в скважине 1. Бурение нагнетательных скважин 3 ведут до образования прямой гидравлической связи с добывающей скважиной 1. Об образовании гидравлической связи между скважинами судят по изменению высоты статического уровня в добывающей скважине 1. В случае, когда забой нагнетательной скважины 3 в процессе бурения приблизился к горизонтальному стволу скважины 1 на расстояние примерно 6 метров и гидравлическая связь между скважинами 1 и 3 при этом не образовалась, бурение останавливают. Ствол нагнетательной скважины 3 обсаживают эксплуатационной колонной ⌀245 мм до кровли продуктивного пласта, а в интервале продуктивного пласта устанавливают фильтр ⌀178 мм по всей длине. Скважину оборудуют устьевой арматурой и паронагнететельной колонной 4 ⌀89 мм. Конец паронагнетательной колонны располагают на расстоянии 1-2 метра от забоя скважины 3. Путем нагнетания воды в паронагнетательную колонну 4 на устье увеличивают давление в скважине 3 до повышения гидростатического столба жидкости в добывающей скважине 1, что свидетельствует об образовании гидравлической связи между скважинами 1 и 3. В случае, если гидравлическая связь между нагнетательной и добывающей скважинами не образовалась, осуществляют замену воды в паронагнетательной колонне на жидкость на углеводородной основе, например, дизельное топливо и давление нагнетания увеличивают до давления гидроразрыва. Для условий Ярегского месторождения давление гидроразрыва на забое скважины составляет 4,5-5,0 МПа.The proposed method can be implemented on Lya-Yelskaya area of the Yaregskoye field of high-viscosity oil, represented by a terrigenous heterogeneous fractured-porous reservoir at a depth of 200-220 m, a thickness of 15 m, with a temperature of 6-8 ° C, with a pressure of 0.4-0.6 MPa, porosity 26%, permeability 2-3 μm 2 , oil viscosity 12 Pa · s. Consider the option of drilling a section of the deposit, shown in Figs. 7, 8. From the surface of the earth, a producing well 1 is drilled, the horizontal part of the trunk of which is located in the lower part of the reservoir 2 (see Fig. 11). The horizontal part of the barrel is cased with a production casing ⌀245 mm with its subsequent perforation or a ⌀178 mm filter is installed along the entire length. From the
Добывающую скважину 1 оборудуют насосным оборудованием для откачки скважинной жидкости. Наиболее приемлемыми для рассматриваемых условий являются центробежные погружные насосы УЭЦН Д175ON.The producing well 1 is equipped with pumping equipment for pumping downhole fluid. The most suitable for the conditions under consideration are centrifugal submersible pumps ESP D175ON.
Затем подают пар в нагнетательные скважины 3. При этом пар прогревает пристволовую часть пласта скважины за счет теплопроводности и двигается в пласте по пути наименьшего сопротивления (по зоне гидравлической связи) в направлении к добывающей скважине 1. В этой зоне образуется активный теплообмен между паром и нефтяным пластом. Отдав тепло, пар конденсируется и в виде жидкости под действием градиента давления направляется к добывающей скважине 1, при этом происходит разогрев и вынос пластовой нефти в скважину 1. Одновременно ведут откачку жидкости из скважины 1 на поверхность. По мере прогрева зоны, по которой фильтруется пластовая жидкость, происходит увеличение температуры пласта. Постепенно температура этой зоны достигает температуры теплоносителя и теплообмен прекращается. В добывающую скважину 1 прорывается пар.Then steam is supplied to
После прорыва пара в скважину 1, что определяют по повышению температуры в скважине и падению давления нагнетания в скважине 3, нагнетание пара в эту скважину прекращают и закачивают в паронагнетательную колонну 4 на устье скважины изолирующий наполнитель (например, глинистый раствор, приготовленный на нефтяной основе) в объеме 300 литров. Введенный раствор под действием силы тяжести по нагнетательной колонне 4 перемещается на забой скважины. После этого нагнетательную колонну приподнимают на 15-20 метров и проводят пробную закачку теплоносителя в скважину 3. Если давление нагнетания пара в первые часы после возобновления закачки не поднялось до уровня первоначального, то проводят повторный цикл остановки закачки пара и осуществляют закачку изолирующего наполнителя. Закачку пара возобновляют при достижении давления нагнетания пара до первоначальной величины. Закачиваемый наполнитель под действием силы гравитации и потока пара попадает к забою скважины 3, изолирует призабойный интервал этой скважины, длиной примерно 10 метров, увеличивая расстояние между нагнетательной скважиной 3 и добывающей 1. При увеличении этого расстояния расширяется зона распространения пара. Нагнетание теплоносителя и отбор жидкости ведут до нового прорыва пара в скважину 1, после чего закачку изолирующего наполнителя повторяют. Таким образом, обеспечивается повышение эффективности нефтеизвлечения путем увеличения зоны охвата пласта тепловым воздействием за счет создания поэтапных ступенчатых непроницаемых зон у забоя нагнетательных скважин, позволяющих последовательно отрабатывать всю толщину пласта.After the steam breakthrough into the
После проведения нескольких циклов закачки изолирующего наполнителя уровень его установится в верхней части пласта. После этого ведут нагнетание пара и отбор жидкости до запланированной выработки запасов. При этом темп нагнетания пара в каждую конкретную нагнетательную скважину регулируют по данным, например, термодатчиков, установленных в добывающих скважинах. При прорыве пара от какой-либо нагнетательной скважины темп нагнетания пара в эту скважину снижают до снижения температуры добываемой жидкости ниже температуры конденсации пара.After several cycles of injection of the insulating filler, its level will be established in the upper part of the reservoir. After that, steam injection and liquid withdrawal are carried out before the planned depletion of reserves. At the same time, the rate of steam injection into each specific injection well is controlled according to, for example, temperature sensors installed in production wells. When steam breaks from any injection well, the rate of steam injection into this well is reduced until the temperature of the produced fluid is lower than the vapor condensation temperature.
Закачку пара и добычу нефти ведут до экономически выгодного предела.Steam injection and oil production lead to an economically viable limit.
Claims (9)
t=r2/4·a,
где r - расстояние от добывающей до нагнетательной скважины;
а - коэффициент температуропроводности пласта.5. The method according to claim 4, characterized in that the pre-heating time of the producing well is determined by the formula:
t = r 2/4 · a,
where r is the distance from the producing to the injection well;
a is the thermal diffusivity of the formation.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007107583/03A RU2343276C1 (en) | 2007-02-28 | 2007-02-28 | Method of development of high viscous oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007107583/03A RU2343276C1 (en) | 2007-02-28 | 2007-02-28 | Method of development of high viscous oil deposit |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007107583A RU2007107583A (en) | 2008-09-10 |
| RU2343276C1 true RU2343276C1 (en) | 2009-01-10 |
Family
ID=39866459
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007107583/03A RU2343276C1 (en) | 2007-02-28 | 2007-02-28 | Method of development of high viscous oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2343276C1 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2012026837A1 (en) * | 2010-08-23 | 2012-03-01 | Щлюмберже Холдингс Лимитед | Method for preheating an oil-saturated formation |
| RU2446280C1 (en) * | 2010-10-12 | 2012-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| RU2504646C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil deposit development using flooding |
| RU2520109C1 (en) * | 2012-12-28 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Development method of deposits with high-viscosity oils by means of system of horizontal inclined wells |
| RU2569520C1 (en) * | 2014-08-25 | 2015-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of development of oil deposits |
| RU2599676C1 (en) * | 2015-08-28 | 2016-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
| US10087715B2 (en) | 2012-12-06 | 2018-10-02 | Siemens Aktiengesellschaft | Arrangement and method for introducing heat into a geological formation by means of electromagnetic induction |
-
2007
- 2007-02-28 RU RU2007107583/03A patent/RU2343276C1/en active
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2012026837A1 (en) * | 2010-08-23 | 2012-03-01 | Щлюмберже Холдингс Лимитед | Method for preheating an oil-saturated formation |
| RU2530930C1 (en) * | 2010-08-23 | 2014-10-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Oil-filled formation preheating method |
| RU2446280C1 (en) * | 2010-10-12 | 2012-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| RU2504646C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil deposit development using flooding |
| US10087715B2 (en) | 2012-12-06 | 2018-10-02 | Siemens Aktiengesellschaft | Arrangement and method for introducing heat into a geological formation by means of electromagnetic induction |
| RU2520109C1 (en) * | 2012-12-28 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Development method of deposits with high-viscosity oils by means of system of horizontal inclined wells |
| RU2569520C1 (en) * | 2014-08-25 | 2015-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of development of oil deposits |
| RU2599676C1 (en) * | 2015-08-28 | 2016-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2007107583A (en) | 2008-09-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2752059C (en) | Single well steam assisted gravity drainage | |
| RU2340768C2 (en) | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells | |
| RU2295030C1 (en) | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen | |
| US3692111A (en) | Stair-step thermal recovery of oil | |
| US7422063B2 (en) | Hydrocarbon recovery from subterranean formations | |
| RU2343276C1 (en) | Method of development of high viscous oil deposit | |
| CN105649588B (en) | Utilize the method for SAGD production of heavy oil reservoir | |
| RU2368767C1 (en) | High-viscous and heavy oil field development method with thermal action | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| CN102678096A (en) | Hot water assisted gravity drainage method for mining high pour-point oil deposit | |
| RU2582256C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2582529C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2289685C1 (en) | Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
| RU2206728C1 (en) | Method of high-viscocity oil production | |
| CA2890491C (en) | Hydrocarbon recovery start-up process | |
| RU2395676C1 (en) | Method of bitumen deposit development | |
| RU2504646C1 (en) | Method of oil deposit development using flooding | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2225942C1 (en) | Method for extraction of bituminous deposit | |
| RU2339808C1 (en) | Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit | |
| RU2693055C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20111031 |