RU2363839C1 - Procedure for development of high viscous oil deposits - Google Patents

Procedure for development of high viscous oil deposits Download PDF

Info

Publication number
RU2363839C1
RU2363839C1 RU2008105655/03A RU2008105655A RU2363839C1 RU 2363839 C1 RU2363839 C1 RU 2363839C1 RU 2008105655/03 A RU2008105655/03 A RU 2008105655/03A RU 2008105655 A RU2008105655 A RU 2008105655A RU 2363839 C1 RU2363839 C1 RU 2363839C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
horizontal
well
packer
flow string
string
Prior art date
Application number
RU2008105655/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Рафиль Гиниятуллович Абдулмазитов (RU)
Рафиль Гиниятуллович Абдулмазитов
Рашит Газнавиевич Рамазанов (RU)
Рашит Газнавиевич Рамазанов
Дмитрий Витальевич Страхов (RU)
Дмитрий Витальевич Страхов
Радик Зяузятович Зиятдинов (RU)
Радик Зяузятович Зиятдинов
Владимир Борисович Оснос (RU)
Владимир Борисович Оснос
Марат Фагимович Асадуллин (RU)
Марат Фагимович Асадуллин
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority to RU2008105655/03A priority Critical patent/RU2363839C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2363839C1 publication Critical patent/RU2363839C1/en

Links

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention refers to procedure of development of high viscous oil deposits. The procedure consists of drilling a main borehole of the well, wherefrom a side horizontal borehole is drilled; in lowering a perforated column into it; in lowering a flow string into the main borehole of the well; in installing a packer below the interval of kickoff of the side horizontal borehole, notably, the said packer seals space between the flow string and the main borehole; in pumping heat carrier through one borehole and in withdrawing high viscous oil or bitumen from another borehole of the well. Before installation of the packer a deflector is lowered on the flow string into a low uncased part of the main borehole of the well; the deflector with its outlet opening is directed to the side horizontal borehole and below it within the boundaries of the same producing reservoir. Located under the side horizontal borehole section is formed by means of a flexible pipe with a jet-head. The flexible pipe and the flow string with the deflector are pulled out from the well. After installation of the packer, but before lowering the flow string the latter is fitted out with a pipe filter and with a nipple mounted above; the nipple is equipped with the deflector furnished with an opening made in the wall of the flow string above the nipple; also the flow string is provided with a bypass. The inlet of the bypass is communicated with above wedge space of the flow string, while its output is connected to under the nipple space of the flow string. The flow string is lowered into the main borehole of the well till nipple pressure tight interacts with the packer; notably, the pipe filter will be arranged opposite to the interval of kickoff of the side horizontal borehole of the packer. Further, the perforated column on the process column with an additional packer is lowered via the flow string, the deflector and the opening into the side horizontal borehole till the perforated column is placed in its horizontal section. An additional packer is installed between the flow string and the process column above the opening, but below the inlet of the bypass. Heat carrier is pumped into the main borehole of the well via annular space of the flow string and process column, the bypass, under the nipple space of the flow string and the filter, while withdrawing of product is performed from the side horizontal borehole through the perforated column along the process column.
EFFECT: increased efficiency of heating high viscous oil deposit with heat carrier, when density of heated oil is below density of heat carrier; also reduced heat losses of heat carrier in well and efficiency of direct effect onto well walls during process of deposit development.
1 dwg

Description

Изобретение относится к способу разработки месторождений высоковязкой нефти. Для получения углеводородов из таких залежей необходимо их нагревание.The invention relates to a method for developing highly viscous oil fields. To obtain hydrocarbons from such deposits, their heating is necessary.

Известен способ разработки залежи вязкой нефти или битума (патент RU №2305762, Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №25 от 10.09.2007 г.), включающий бурение непрерывной горизонтальной скважины с размещением входного участка скважины до залегания продуктивного пласта, условно горизонтального участка скважины по простиранию продуктивного пласта, выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, установку насосно-компрессорных труб с центраторами, закачку теплоносителя и отбор вязкой нефти или битума, отличающийся тем, что уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, бурят, по крайней мере, одну пару непрерывных горизонтальных скважин, горизонтальные участки которых размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии, предотвращающем преждевременный прорыв конденсата к добывающей скважине, устанавливают обсадные колонны с фильтром в интервале продуктивного пласта, цементирование затрубного пространства колонн осуществляют до кровли продуктивного пласта, закачку теплоносителя осуществляют через верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину с устья и забоя скважины, одновременно осуществляют отбор вязкой нефти или битума через нижнюю горизонтальную добывающую скважину с устья и забоя скважины при помощи сваба, причем траекторию ствола добывающей горизонтальной скважины размещают не ниже минимального расстояния до подошвы пласта вязкой нефти, или битума, или водобитумного контакта, увеличивающего безводный период эксплуатации скважин.There is a method of developing a reservoir of viscous oil or bitumen (patent RU No. 2305762, ЕВВ 43/24, published in Bull. No. 25 of 09/10/2007), including drilling a continuous horizontal well with the placement of the inlet section of the well before the occurrence of the reservoir, conditionally horizontal section of the well along the strike of the reservoir, output section upward with an inclination from the reservoir to the surface, installation of casing, cementing the annulus, installation of tubing with centralizers, heat injection carrier and selection of viscous oil or bitumen, characterized in that they clarify the distribution of productive thicknesses of the reservoir over the area of the reservoir, drill at least one pair of continuous horizontal wells, the horizontal sections of which are placed parallel to each other in a vertical plane at a distance that prevents premature breakthrough condensate to the producing well, casing strings with a filter are installed in the interval of the reservoir, cementing the annulus of the columns is carried out to the roof the reservoir, the coolant is injected through the upper horizontal injection well from the wellhead and the bottom of the well, at the same time, viscous oil or bitumen is taken through the lower horizontal production well from the wellhead and the bottom of the well using a swab, and the trunk path of the producing horizontal well is placed at least at the minimum distance to the soles of the reservoir of viscous oil, or bitumen, or water-bitumen contact, increasing the anhydrous period of operation of wells.

Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:

- во-первых, сложность проводки пары непрерывных горизонтальных скважин, горизонтальные участки которых размещают один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии, предотвращающем преждевременный прорыв конденсата к добывающей скважине;- firstly, the difficulty of pairing continuous horizontal wells, the horizontal sections of which are placed one above the other in a vertical plane at a distance that prevents premature breakthrough of condensate to the producing well;

- во-вторых, большие затраты на подготовку на теплоноситель, обусловленные большой длиной прогреваемого участка скважины;- secondly, high preparation costs for the coolant due to the large length of the heated section of the well;

- в-третьих, нет возможности удлинить скважину после ее обсаживания обсадными колоннами и цементирования их затрубного пространства;- thirdly, there is no way to extend the well after it is cased by casing strings and cementing their annulus;

- в-четвертых, добыча нефти осуществляется по отдельному стволу.- fourthly, oil is produced on a separate trunk.

Известен также способ разработки месторождений высоковязких нефтей или битумов наклонно-горизонтальными скважинами (патент RU №2237804, Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №28 от 10.10.2004 г.), включающий бурение скважин по определенной сетке, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, при этом бурение скважин проводят по радиальной сетке так, что нагнетательные скважины располагают по продуктивному пласту ближе к верхней границе пласта по наиболее проницаемым пропласткам, а добывающие - ближе к нижней границе пласта, причем на начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией с последующим переходом на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.There is also known a method of developing deposits of high viscosity oils or bitumen with horizontal inclined wells (patent RU No. 2237804, ЕВВ 43/24, published in Bull. No. 28 of 10.10.2004), including drilling wells on a specific grid, pumping the displacing agent through injection wells and selection of formation fluids through production wells, while the wells are drilled along a radial grid so that injection wells are located along the productive formation closer to the upper boundary of the formation along the most permeable interlayers, and production wells - closer to the lower boundary of the formation, and at the initial stage of development in all wells, a thermocyclic treatment of the formation with steam stimulation is carried out with the subsequent transition to the selection of formation fluids through production wells with areal exposure to the formation through injection wells.

Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:

- во-первых, большие финансовые затраты на строительство скважин, обусловленные тем, что отдельно строятся нагнетательные и добывающие скважины;- firstly, the large financial costs of well construction, due to the fact that injection and production wells are being built separately;

- во-вторых, трудно спрогнозировать отбор высоковязких нефтей и битумов из добывающих скважин, так как данный способ весьма требователен к точности проводки скважин, а именно: нагнетательные скважины располагают по продуктивному пласту ближе к верхней границе пласта по наиболее проницаемым пропласткам, а добывающие - ближе к нижней границе пласта, что практически тяжело достичь;- secondly, it is difficult to predict the selection of highly viscous oils and bitumen from producing wells, since this method is very demanding on the accuracy of well drilling, namely: injection wells are located in the productive formation closer to the upper boundary of the formation along the most permeable interlayers, and production - closer to the lower boundary of the reservoir, which is almost difficult to achieve;

- в-третьих, добыча нефти осуществляется по отдельному стволу.- thirdly, oil is produced on a separate trunk.

Известен также способ добычи нефти подземными горизонтальными скважинами (патент RU №2060377, Е21В 43/24, 7/04, 21/00, опубл. в Бюл. №14 от 20.05.1996 г.) с применением теплового воздействия на продуктивный пласт, включающий бурение с дневной поверхности вертикального шахтного ствола, вскрывающего продуктивный пласт на всю его мощность, сооружение подземной рабочей камеры, бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, устья которых находятся в подземной рабочей камере, закачку в продуктивный пласт через нагнетательные скважины теплоносителя, подаваемого с дневной поверхности по паропроводу, извлечение из продуктивного пласта добывающими скважинами в подземную рабочую камеру нефти, сбор ее в емкость и откачку на дневную поверхность, отличающийся тем, что параллельно шахтному стволу, вскрывающему продуктивный пласт на всю его мощность, бурят вентиляционную скважину, а между ними подъемную, пароподающую и газоотводящую скважины, из забоя вентиляционной скважины бурят резервную подъемную скважину, при этом подъемные скважины бурят на глубины, равные 1,3-1,5 глубины залегания кровли продуктивного пласта, над кровлей продуктивного пласта между шахтным стволом и вентиляционной скважиной проходят вентиляционную сбойку, из которой бурят разведочные скважины, подземную рабочую камеру сооружают в нижней части продуктивного пласта между шахтным стволом и вентиляционной скважиной, бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин в радиальных направлениях осуществляют в два яруса, подземную рабочую камеру герметично изолируют от рудничной атмосферы, а в качестве емкости для сбора вытекающей из продуктивного пласта нефти используют подъемные скважины, при этом устье подъемной скважины на дневной поверхности оборудуют герметичной крышкой, в подземной рабочей камере устанавливают опорную площадку, а в боковых ее стенках зацементированные направляющие обсадные трубы, бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, устья которых находятся в подземной рабочей камере, производят буровой установкой, расположенной на дневной поверхности, при помощи изгибающе-направляющей колонны, имеющей хвостовик и изогнутую часть, причем упомянутую колонну на дневной поверхности крепят в герметичной крышке в подземной рабочей камере на опорной площадке и устанавливают с возможностью перемещения в осевом направлении вращения вокруг своей оси и соединения изогнутой части с той или иной зацементированной направляющей обсадной трубой, через изгибающе-направляющую колонну в продуктивный пласт на бурильных трубах спускают отклонитель с забойным двигателем и долотом и производят бурение горизонтальной скважины, при этом подъем выбуренной породы на дневную поверхность производят по межтрубному пространству между изгибающе-направляющей и бурильной колоннами, а откачку нефти на дневную поверхность производят смонтированными в подъемных скважинах эрлифтными или газлифтными подъемниками.There is also known a method of oil production by underground horizontal wells (patent RU No. 2060377, ЕВВ 43/24, 7/04, 21/00, published in Bull. No. 14 dated 05/20/1996) using thermal action on the reservoir, including drilling from the day surface of a vertical shaft that reveals the reservoir at its full capacity, construction of an underground working chamber, drilling of horizontal injection and production wells, the mouths of which are located in the underground working chamber, and injection of coolant into the producing formation through injection wells I, supplied from the surface by steam pipe, extracting oil from the reservoir by producing wells into the underground working chamber, collecting it into a tank and pumping it to the surface, characterized in that a ventilation well is drilled parallel to the shaft that opens the reservoir to its full capacity and between them a lift, steam supply and gas outlet, a reserve lift well is drilled from the bottom of the ventilation well, while the lift wells are drilled to depths equal to 1.3-1.5 depths to After the productive formation is over, a ventilation fault occurs from the top of the productive formation between the shaft and the ventilation well, from which exploration wells are drilled, an underground working chamber is built in the lower part of the reservoir between the shaft and the ventilation well, horizontal injection and production wells are drilled in radial directions in two tiers, the underground working chamber is hermetically isolated from the mine atmosphere, and as a container for collecting effluent from the product the rising oil well using lifting wells, while the mouth of the lifting well on the day surface is equipped with a sealed cover, a support platform is installed in the underground working chamber, and cemented guide casing pipes are installed in its lateral walls, the drilling of horizontal injection and production wells, the mouths of which are located in the underground working chamber, produce a drilling rig located on the day surface, using a bending guide column having a shank and a curved part, moreover, the curled-up casing on the day surface is mounted in a sealed cover in the underground working chamber on the supporting platform and installed with the possibility of axial rotation around its axis and connecting the curved part to one or another cemented guide casing pipe, through the bending-guide column into the reservoir a drill pipe is lowered with a downhole diverter with a downhole motor and a bit and a horizontal well is drilled, while the cuttings are lifted to the day surface drive along the annular space between the bending guide and the drill string, and oil is pumped to the day surface by airlift or gas lift lifts mounted in lifting wells.

Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:

- во-первых, вертикальный шахтный ствол и наличие вентиляционной, газоотводящей, паропадающей скважин, а также сооружение подземной рабочей камеры ведут к высоким затратам на строительство скважины, с помощью которой необходимо осуществить данный способ, то есть этот способ весьма дорогой и трудозатратный;- firstly, the vertical shaft of the shaft and the presence of ventilation, gas, vapor falling wells, as well as the construction of an underground working chamber lead to high costs for the construction of the well, with which it is necessary to implement this method, that is, this method is very expensive and time-consuming;

- во-вторых, сложная система закачки теплоносителя;- secondly, a complex coolant injection system;

- в-третьих, добыча нефти осуществляется по отдельному стволу.- thirdly, oil is produced on a separate trunk.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождений высоковязкой нефти или битума (патент RU №2289685, Е21В 43/24, опубл. Бюл. №35 от 20.12.2006 г.), включающий бурение вертикальной скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны, ее перфорирование, спуск насосно-компрессорных труб, закачку теплоносителя и отбор высоковязкой нефти или битума, при этом после бурения вертикальной скважины производят исследование коллекторских и тепловых свойств вскрытых бурением пластов, выделяют битумонасыщенные и водонасыщенные пропластки, после чего из вертикальной скважины производят бурение горизонтального ствола так, чтобы он вскрывал промежуточный водоносный пропласток в разрезе битумного пласта - на половину распространения локального водоносного пропластка, боковой ствол цементируют до верхнего битуминозного пропластка, затем в боковой ствол спускают перфорированную обсадную колонну, причем перфорирование проводят так, что число перфорационных отверстий увеличивают по мере удаления от вертикального ствола скважины, а вертикальный ствол скважины перфорируют в зонах, вскрытых бурением скважины битуминозных пропластков, насосно-компрессорные трубы спускают в вертикальную скважину с пакером, который устанавливают ниже интервала зарезки бокового ствола, закачку теплоносителя производят в боковой горизонтальный ствол, а отбор высоковязкой нефти или битума - по вертикальному стволу, при этом после выработки продуктивной зоны между вертикальным и боковым горизонтальным стволом в боковой горизонтальный ствол последовательно закачивают оторочку полиакриламида в объеме 0,1 от объема прогретой продуктивной зоны и воды, причем воду закачивают до появления полиакриламида в вертикальном стволе скважины, после чего возобновляют закачку теплоносителя в боковой горизонтальный ствол, производят добычу высоковязкой нефти или битума, затем переходят к закачке теплоносителя через вертикальный ствол скважины и боковой горизонтальный ствол для обеспечения добычи высоковязкой нефти или битума в соседних добывающих скважинах.The closest in technical essence is the method of developing high-viscosity oil or bitumen deposits (patent RU No. 2289685, ЕВВ 43/24, publ. Bull. No. 35 dated 12/20/2006), including drilling a vertical well, launching and cementing the production string, its perforation, descent of tubing, injection of coolant and selection of highly viscous oil or bitumen, while after drilling a vertical well, the reservoir and thermal properties of the layers uncovered by drilling are studied, bitumen-saturated and water saturated interlayers, after which a horizontal well is drilled from a vertical well so that it reveals an intermediate aquifer in the context of the bitumen formation — half the distribution of the local aquifer, the lateral well is cemented to the upper bituminous well, then a perforated casing is lowered into the lateral well, and perforation is carried out so that the number of perforations increases with distance from the vertical wellbore, and the vertical wellbore we perforate in the zones exposed by drilling the bituminous layers, the tubing is lowered into a vertical well with a packer, which is installed below the sidetracking interval, the coolant is injected into the horizontal sidetrack, and the selection of highly viscous oil or bitumen is performed along the vertical wellbore, after the development of a productive zone between the vertical and lateral horizontal trunk, the polyacrylamide rim in a volume of 0.1 from the volume ma of the heated productive zone and water, and water is pumped until polyacrylamide appears in the vertical wellbore, then the coolant is pumped back into the lateral horizontal well, high-viscosity oil or bitumen is produced, then the coolant is pumped through the vertical well and horizontal lateral well to ensure production of high viscosity oil or bitumen in neighboring producing wells.

Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:

- во-первых, большие тепловые потери при закачке теплоносителя, обусловленные большим сечением кольцевого пространства, по которому закачивается теплоноситель, и непосредственным контактом теплоносителя со стенками скважины, за которыми находится цементное кольцо, что ведет к нагреванию последнего и, как следствие, поглощению тепла, кроме того, при нагревании цементного кольца за обсадной колонной ухудшается качество сцепления цементного кольца с обсадной колонной, что может впоследствии привести к заколонным перетокам;- firstly, large heat losses during the injection of the coolant, due to the large cross-section of the annular space through which the coolant is pumped, and direct contact of the coolant with the walls of the well, behind which the cement ring is located, which leads to heating of the latter and, as a result, heat absorption, in addition, when the cement ring is heated behind the casing, the adhesion of the cement ring to the casing deteriorates, which can subsequently lead to annular flows;

- во-вторых, добывающий участок скважины вертикален, а нагнетательный горизонтален, что ведет к неэффективному разогреванию теплоносителем месторождения высоковязкой нефти или битума, так как горизонтальный участок нагнетательной скважины направлен от вертикального участка добывающей скважины;- secondly, the producing section of the well is vertical, and the injection section is horizontal, which leads to inefficient heating of the field with highly viscous oil or bitumen by the coolant, since the horizontal section of the injection well is directed from the vertical section of the producing well;

- в третьих, низкая эффективность применения способа в случае, когда плотность высоковязкой нефти в разогретом состоянии ниже плотности теплоносителя, так как все тепло «уходит» наверх.- thirdly, the low efficiency of the method in the case when the density of highly viscous oil in a preheated state is lower than the density of the coolant, since all the heat "goes" up.

Задачей изобретения является повышение эффективности разогревания теплоносителем месторождения высоковязкой нефти, плотность которой в разогретом состоянии ниже плотности теплоносителя, а также снижение тепловых потерь теплоносителем в скважине и прямого теплового воздействия на стенки скважины в процессе разработки месторождения.The objective of the invention is to increase the efficiency of heating the field with highly viscous oil, the density of which in the pre-heated state is lower than the density of the coolant, as well as reducing heat loss by the coolant in the well and direct heat exposure on the walls of the well during field development.

Поставленная задача решается способом разработки месторождений высоковязкой нефти, плотность которой ниже плотности теплоносителя, включающий бурение основного ствола скважины, из которой производят бурение бокового горизонтального ствола, спуск в него перфорированной колонны, спуск насосно-компрессорных труб в основной ствол скважины, установку ниже интервала зарезки бокового горизонтального ствола пакера, который герметизирует пространство между насосно-компрессорной трубой и основной скважиной, закачку теплоносителя по одному стволу и отбор высоковязкой нефти или битума из другого ствола скважины.The problem is solved by the method of developing high-viscosity oil fields, the density of which is lower than the density of the coolant, including drilling the main wellbore, from which the horizontal sidetrack is drilled, the perforated string is lowered into it, the tubing pipes are lowered into the main wellbore, the installation is lower than the lateral cutoff interval horizontal trunk of the packer, which seals the space between the tubing and the main well, pumping the coolant one at a time trunk and selection of heavy oil or bitumen from another wellbore.

Новым является то, что перед установкой пакера в нижнюю необсаженную часть основного ствола скважины спускают на колонне труб отклонитель, который ориентируют выходным отверстием в направлении бокового горизонтального ствола и ниже его в пределах этого же продуктивного пласта, после чего при помощи гибкой трубы с гидромониторной насадкой формируют горизонтальный участок, размещенный под боковым горизонтальным стволом, после чего гибкую трубу и колонну труб с отклонителем извлекают из скважины, после установки пакера, но перед спуском насосно-компрессорных труб их оснащают трубчатым фильтром и расположенными выше ниппелем с отклонителем, оснащенным окном, выполненным в стенке насосно-компрессорных труб выше ниппеля, и обводным каналом, вход которого сообщен с надклиновым пространством колонны насосно-компрессорных труб, а выход - с подниппельным пространством колонны насосно-компрессорных труб, после чего колонну насосно-компрессорных труб спускают в основной ствол скважины до герметичного взаимодействия ниппеля с пакером с размещением трубчатого фильтра напротив горизонтального участка и расположением окна напротив интервала зарезки бокового горизонтального ствола пакера, затем перфорированную колонну на технологической колонне труб с дополнительным пакером спускают через колонну насосно-компрессорных труб, отклонитель и окно в боковой горизонтальный ствол до размещения перфорированной колонны труб в ее горизонтальном участке, после чего дополнительный пакер устанавливают между насосно-компрессорными трубами и технологической колонной труб выше окна, но ниже входа обводного канала, закачку теплоносителя в основной ствол скважины осуществляют по межтрубному пространству насосно-компрессорных труб и колонны технологических труб, обводному каналу, подниппельному пространству колонны насосно-компрессорных труб и фильтру, а отбор - из бокового горизонтального ствола через перфорированную колонну по технологической колонне труб.What is new is that before installing the packer in the lower uncased part of the main well bore, a deflector is lowered onto the pipe string, which is oriented by the outlet in the direction of the horizontal lateral well and below it within the same reservoir, after which they are formed using a flexible pipe with a hydraulic nozzle a horizontal section located under the horizontal lateral shaft, after which the flexible pipe and pipe string with diverter are removed from the well, after installing the packer, but before launching tubing pipes are equipped with a tubular filter and a nipple located above with a deflector equipped with a window made in the wall of the tubing above the nipple and a bypass channel, the inlet of which communicates with the super-wedge space of the tubing string, and the outlet with the sub-pin space tubing columns, after which the tubing string is lowered into the main wellbore until the nipple and the packer are tightly connected with the tubular filter in the horizontal section and the location of the window opposite the cutoff interval of the lateral horizontal barrel of the packer, then the perforated column on the process pipe string with an additional packer is lowered through the tubing string, the diverter and the window into the horizontal side barrel until the perforated pipe string is placed in its horizontal section, after whereby an additional packer is installed between the tubing and the process pipe string above the window, but below the bypass channel inlet, achku coolant in the main wellbore annulus carried by the tubing and column process tubes, a bypass channel, space podnippelnomu column tubing and filter, and selection - from a lateral horizontal section through the perforated column technology on a pipe string.

На чертеже изображена схема осуществления предлагаемого способа разработки месторождений высоковязкой нефти.The drawing shows a diagram of an implementation of the proposed method for the development of high-viscosity oil fields.

Сначала производят строительство скважины, для этого бурят основной ствол 1 до кровли 2 продуктивного пласта 3, после чего спускают в него колонну обсадных труб 4 и производят цементирование от кровли 2 продуктивного пласта 3 до устья с образованием цементного кольца 5.First, a well is constructed, for this, the main trunk 1 is drilled to the roof 2 of the productive formation 3, then the casing string 4 is lowered into it and cementing is carried out from the roof 2 of the productive formation 3 to the mouth with the formation of a cement ring 5.

Затем из зацементированной части основного ствола 1 производят зарезку (бурение) бокового горизонтального ствола 6 в продуктивный пласт 3. Далее перед установкой пакера 7 удлиняют (бурят) вниз основной ствол 1 в пределах продуктивного пласта 3.Then, from the cemented part of the main trunk 1, the lateral horizontal trunk 6 is cut (drilled) into the reservoir 3. Next, before installing the packer 7, the main trunk 1 is extended (drilled) down within the reservoir 3.

В нижнюю необсаженную часть 8 основного ствола 1 скважины спускают на колонне труб отклонитель (на чертеже не показано), который ориентируют выходным отверстием в направлении бокового горизонтального ствола 6 (ориентирование отклонителя в скважине производят проведением геофизических исследований) и ниже его в пределах этого же продуктивного пласта 3, после чего при помощи гибкой трубы с гидромониторной насадкой (не показано) формируют горизонтальный участок 9, размещенный под боковым горизонтальным стволом 6, после чего гибкую трубу и колонну труб с отклонителем извлекают из скважины. Работы по спуску и установке отклонителя, ее ориентированию и формированию горизонтального участка с помощью гибкой трубы с гидромониторной насадкой производятся согласно патенту US №5413184, Е21В 7/08, опубл. 9 мая 1995 года.In the lower uncased part 8 of the main wellbore 1, a deflector (not shown) is lowered onto the pipe string, which is oriented with an outlet in the direction of the lateral horizontal wellbore 6 (the deflector is oriented in the well by geophysical surveys) and below it within the same reservoir 3, after which using a flexible pipe with a hydraulic nozzle (not shown) form a horizontal section 9 located under the horizontal horizontal barrel 6, after which the flexible pipe and a pipe string with a diverter is removed from the well. Work on the descent and installation of the deflector, its orientation and the formation of a horizontal section using a flexible pipe with a jet nozzle are made according to US patent No. 5413184, EV 7/08, publ. May 9, 1995.

Затем в основной скважине 1 ниже интервала зарезки бокового горизонтального ствола 6 с помощью колонны труб (не показано) устанавливают пакер 7.Then, in the main well 1 below the cutoff interval of the lateral horizontal wellbore 6, a packer 7 is installed using a pipe string (not shown).

Пакер 7 герметизирует пространство между насосно-компрессорной трубой (НКТ) 10 и колонной обсадных труб 4 основного ствола 1 скважины.The packer 7 seals the space between the tubing 10 and the casing string 4 of the main wellbore 1.

Далее приступают к монтажу колонны насосно-компрессорных труб 10, при этом оснащают ее трубчатым фильтром 11 и расположенными выше ниппелем 12 с отклонителем 13, снабженным окном 14, выполненным в стенке насосно-компрессорных труб 10 выше ниппеля 12, и обводным каналом 15, вход которого сообщен с надклиновым пространством 16 колонны насосно-компрессорных труб 10, а выход 17 - с подниппельным пространством 18 колонны насосно-компрессорных труб 10.Next, they begin to install the tubing string 10, while equipping it with a tubular filter 11 and a nipple 12 located above with a deflector 13 provided with a window 14 made in the wall of the tubing 10 above the nipple 12 and the bypass channel 15, the input of which communicated with the super-wedge space 16 of the tubing string 10, and the outlet 17 is connected with the sub-pin space 18 of the tubing string 10.

После чего колонну насосно-компрессорных труб 10 спускают в основной ствол 1 скважины до герметичного взаимодействия ниппеля 12 с центральным каналом 7' пакера 7 с размещением трубчатого фильтра 11 напротив горизонтального участка 9 и расположением окна 14 напротив интервала зарезки бокового горизонтального ствола 6 выше пакера 7 при помощи геофизических исследований.After that, the tubing string 10 is lowered into the main bore 1 of the well until the nipple 12 is tightly connected with the central channel 7 'of the packer 7 with the tubular filter 11 opposite the horizontal section 9 and the window 14 opposite the cutoff interval of the lateral horizontal barrel 6 above the packer 7 when help geophysical exploration.

Затем перфорированную колонну 19 на технологической колонне труб 20 с дополнительным пакером 21 спускают через колонну насосно-компрессорных труб 10, отклонитель 13 и окно 14 в боковой горизонтальный ствол 6 до размещения перфорированной колонны труб 19 в ее горизонтальном участке, причем попадание и размещение технологической колонны труб 20 в окно 14 отклонителя 13 контролируют с помощью меток (не показано), делаемых на трубах технологической колонны 20.Then, the perforated string 19 on the pipe production string 20 with an additional packer 21 is lowered through the tubing string 10, the diverter 13 and the window 14 into the lateral horizontal barrel 6 until the perforated pipe string 19 is placed in its horizontal section, whereby the pipe pipe string is placed and placed 20 to the window 14 of the deflector 13 is controlled using marks (not shown) made on the pipes of the process string 20.

Затем дополнительный пакер 21 устанавливают между насосно-компрессорными трубами 10 и технологической колонной труб 20 выше окна 14, но ниже входа обводного канала 15. Далее в технологическую колонну 20 на колонне насосных штанг 22 спускают насос 23, который размещают над перфорированной колонной 17.Then, an additional packer 21 is installed between the tubing 10 and the process pipe string 20 above the window 14, but below the entrance of the bypass channel 15. Next, the pump 23 is lowered into the process string 20 on the string of pump rods 22, which is placed over the perforated string 17.

Затем запускают скважину в эксплуатацию, при этом закачку теплоносителя (например, водяной пар) в основной ствол 1 скважины осуществляют по межтрубному пространству 24 насосно-компрессорных труб 10 и колонны технологических труб 20, обводному каналу 15, подниппельному пространству 18 колонны насосно-компрессорных труб 10 и фильтру 11 и далее теплоноситель через горизонтальный участок 9 попадает в продуктивный пласт 3 и, поднимаясь наверх, прогревает продуктивный пласт 3, разжижая высоковязкую нефть, при этом снижается ее вязкость.Then, the well is put into operation, while the coolant (for example, water vapor) is injected into the main wellbore 1 through the annulus 24 of the tubing 10 and the tubing string 20, the bypass channel 15, the sub-tubing space 18 of the tubing string 10 and the filter 11 and further, the coolant through the horizontal section 9 enters the reservoir 3 and, rising upwards, heats the reservoir 3, diluting highly viscous oil, while its viscosity decreases.

Разогретая высоковязкая нефть через перфорированную колонну 19 поступает на прием насоса 23, который перекачивает высоковязкую нефть по технологической колонне труб 20 на поверхность.Heated high-viscosity oil through a perforated column 19 is fed to a pump 23, which pumps high-viscosity oil through a process pipe string 20 to the surface.

Так как закачку теплоносителя производят по межтрубному пространству 24 между технологической колонной труб 20 и колонной насосно-компрессорных труб 10, то исключается прямой контакт теплоносителя со стенками колонны обсадных труб 4 и, соответственно, с цементным кольцом 5, а это, в свою очередь, снижает тепловые потери при закачке теплоносителя в продуктивный пласт 3.Since the coolant is injected along the annulus 24 between the process pipe string 20 and the tubing string 10, direct contact of the coolant with the walls of the casing string 4 and, accordingly, with the cement ring 5 is excluded, and this, in turn, reduces heat losses during the injection of coolant into the reservoir 3.

Предлагаемый способ разработки месторождений высоковязкой нефти, плотность которой в разогретом состоянии ниже плотности теплоносителя, позволяет повысить эффективность разогревания теплоносителем месторождения высоковязкой нефти за счет прогревания продуктивного пласта снизу вверх и из необсаженной части основного ствола. Данный способ также позволяет снизить тепловые потери теплоносителя в основной скважине при его закачке в продуктивный пласт путем исключения прямого теплового воздействия на стенки колонны обсадных труб скважины.The proposed method for the development of high-viscosity oil fields, whose density in the preheated state is lower than the density of the coolant, allows to increase the efficiency of heating the high-viscosity oil field by the coolant by heating the productive formation from the bottom up and from the open part of the main trunk. This method also allows to reduce the heat loss of the coolant in the main well when it is injected into the reservoir by eliminating direct thermal effects on the casing string of the well.

Claims (1)

Способ разработки месторождений высоковязкой нефти, плотность которой ниже плотности теплоносителя, включающий бурение основного ствола скважины, из которой производят бурение бокового горизонтального ствола, спуск в него перфорированной колонны, спуск насосно-компрессорных труб в основной ствол скважины, установку ниже интервала зарезки бокового горизонтального ствола пакера, который герметизирует пространство между насосно-компрессорной трубой и основной скважиной, закачку теплоносителя по одному стволу и отбор высоковязкой нефти или битума из другого ствола скважины, отличающийся тем, что перед установкой пакера в нижнюю необсаженную часть основного ствола скважины спускают на колонне труб отклонитель, который ориентируют выходным отверстием в направлении бокового горизонтального ствола и ниже его в пределах этого же продуктивного пласта, после чего при помощи гибкой трубы с гидромониторной насадкой формируют горизонтальный участок, размещенный под боковым горизонтальным стволом, после чего гибкую трубу и колонну труб с отклонителем извлекают из скважины, после установки пакера, но перед спуском насосно-компрессорных труб, их оснащают трубчатым фильтром и расположенными выше ниппелем с отклонителем, оснащенным окном, выполненным в стенке насосно-компрессорных труб выше ниппеля, и обводным каналом, вход которого сообщен с надклиновым пространством колонны насосно-компрессорных труб, а выход - с подниппельным пространством колонны насосно-компрессорных труб, после чего колонну насосно-компрессорных труб спускают в основной ствол скважины до герметичного взаимодействия ниппеля с пакером с размещением трубчатого фильтра напротив горизонтального участка и расположением окна напротив интервала зарезки бокового горизонтального ствола пакера, затем перфорированную колонну на технологической колонне труб с дополнительным пакером спускают через колонну насосно-компрессорных труб, отклонитель и окно в боковой горизонтальный ствол до размещения перфорированной колонны труб в ее горизонтальном участке, после чего дополнительный пакер устанавливают между насосно-компрессорными трубами и технологической колонной труб выше окна, но ниже входа обводного канала, закачку теплоносителя в основной ствол скважины осуществляют по межтрубному пространству насосно-компрессорных труб и колонны технологических труб, обводному каналу, подниппельному пространству колонны насосно-компрессорных труб и фильтру, а отбор - из бокового горизонтального ствола через перфорированную колонну по технологической колонне труб. A method for developing highly viscous oil fields whose density is lower than the density of the coolant, including drilling the main wellbore, from which the horizontal sidetrack is drilled, perforated columns are lowered into it, tubing pipes are lowered into the main wellbore, the packer is set below the cutoff interval of the lateral horizontal wellbore , which seals the space between the tubing and the main well, the injection of coolant along one barrel and the selection of highly viscous tee or bitumen from another wellbore, characterized in that before installing the packer in the lower uncased part of the main wellbore, a deflector is lowered onto the pipe string, which is oriented by the outlet in the direction of the horizontal lateral wellbore and below it within the same reservoir, after which using a flexible pipe with a hydraulic nozzle, a horizontal section is formed, located under the lateral horizontal barrel, after which the flexible pipe and pipe string with a diverter are removed from the well , after installing the packer, but before lowering the tubing, they are equipped with a tubular filter and a nipple located above, with a deflector equipped with a window made in the wall of the tubing above the nipple, and a bypass channel, the input of which is in communication with the super-wedge space of the tubing string compressor pipes, and the outlet - with sub-nipple space of the tubing string, after which the tubing string is lowered into the main wellbore until the nipple and packer are tightly connected with the placement of a tubular filter opposite the horizontal section and the location of the window opposite the cutoff interval of the lateral horizontal barrel of the packer, then the perforated column on the process pipe string with an additional packer is lowered through the tubing string, the diverter and the window into the side horizontal barrel until the perforated pipe string is placed in it horizontal section, after which an additional packer is installed between the tubing and the tubing string e windows, but below the inlet of the bypass channel, the coolant is injected into the main wellbore through the annulus of the tubing and the tubing string, the bypass channel, the sub-nipple of the tubing string and the filter, and the selection is from the horizontal lateral trunk through a perforated the column on the technological pipe string.
RU2008105655/03A 2008-02-13 2008-02-13 Procedure for development of high viscous oil deposits RU2363839C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2008105655/03A RU2363839C1 (en) 2008-02-13 2008-02-13 Procedure for development of high viscous oil deposits

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2008105655/03A RU2363839C1 (en) 2008-02-13 2008-02-13 Procedure for development of high viscous oil deposits

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2363839C1 true RU2363839C1 (en) 2009-08-10

Family

ID=41049620

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2008105655/03A RU2363839C1 (en) 2008-02-13 2008-02-13 Procedure for development of high viscous oil deposits

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2363839C1 (en)

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2442883C1 (en) * 2010-08-27 2012-02-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity oil reserves
RU2445452C1 (en) * 2010-08-31 2012-03-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of high-viscosity oil deposit and bitumens, and device for heat displacement of product from horizontal wells
RU2461700C1 (en) * 2011-11-17 2012-09-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Well operation method
RU2473796C1 (en) * 2011-06-16 2013-01-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development method of superviscous oil deposit in layer-by-layer non-homogeneous manifold with partial vertical connectivity
RU2481468C1 (en) * 2012-07-23 2013-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development method of high-viscous oil deposit
RU2524736C1 (en) * 2013-04-30 2014-08-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development of oil deposits by wells communicated via productive stratum
RU2543005C1 (en) * 2014-02-12 2015-02-27 Открытое акционерное общество "Газпром" Method of water-producing well recovery
RU2558090C1 (en) * 2014-07-01 2015-07-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Horizontal well operation method
RU2646151C1 (en) * 2017-06-05 2018-03-01 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method for development of high-viscosity oil deposit

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2442883C1 (en) * 2010-08-27 2012-02-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity oil reserves
RU2445452C1 (en) * 2010-08-31 2012-03-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of high-viscosity oil deposit and bitumens, and device for heat displacement of product from horizontal wells
RU2473796C1 (en) * 2011-06-16 2013-01-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development method of superviscous oil deposit in layer-by-layer non-homogeneous manifold with partial vertical connectivity
RU2461700C1 (en) * 2011-11-17 2012-09-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Well operation method
RU2481468C1 (en) * 2012-07-23 2013-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development method of high-viscous oil deposit
RU2524736C1 (en) * 2013-04-30 2014-08-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development of oil deposits by wells communicated via productive stratum
RU2543005C1 (en) * 2014-02-12 2015-02-27 Открытое акционерное общество "Газпром" Method of water-producing well recovery
RU2558090C1 (en) * 2014-07-01 2015-07-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Horizontal well operation method
RU2646151C1 (en) * 2017-06-05 2018-03-01 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method for development of high-viscosity oil deposit

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2363839C1 (en) Procedure for development of high viscous oil deposits
RU2350747C1 (en) Method of oil deposit development
RU2295030C1 (en) Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen
RU2287677C1 (en) Method for extracting oil-bitumen deposit
US7422063B2 (en) Hydrocarbon recovery from subterranean formations
RU2442883C1 (en) Method for development of high-viscosity oil reserves
RU2328590C1 (en) Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants
RU2305762C1 (en) Method for viscous oil or bitumen deposit field development
RU2459934C1 (en) Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit
RU2382183C1 (en) Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method
RU2387819C1 (en) Method to develop sticky oil and bitumen accumulation
RU2305758C1 (en) Method for oil field development
RU2570157C1 (en) Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well
RU2398104C2 (en) Method for development of high-viscosity oil deposits
RU2303125C1 (en) Multizone oil reservoir development method
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
RU2339807C1 (en) Method of extraction of heavy and high viscous hydrocarbons from undeground deposits
RU2418162C1 (en) Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil
RU2504646C1 (en) Method of oil deposit development using flooding
RU2287679C1 (en) Method for extracting deposit of high viscosity oil or bitumen
RU2560763C1 (en) Method to open and develop multipay field with low poroperm reservoirs
RU2339808C1 (en) Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit
RU2363838C1 (en) Procedure for development of bitumen deposits

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20160214