RU2395676C1 - Method of bitumen deposit development - Google Patents
Method of bitumen deposit development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2395676C1 RU2395676C1 RU2009121605/03A RU2009121605A RU2395676C1 RU 2395676 C1 RU2395676 C1 RU 2395676C1 RU 2009121605/03 A RU2009121605/03 A RU 2009121605/03A RU 2009121605 A RU2009121605 A RU 2009121605A RU 2395676 C1 RU2395676 C1 RU 2395676C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- bitumen
- water
- wells
- steam
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки залежей высоковязкой нефти или битума.The proposal relates to the oil industry, in particular to methods for developing deposits of high viscosity oil or bitumen.
Известен способ разработки битумного месторождения (Патент RU №2307926, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.10.2007 Бюл. №28). Способ включает бурение теплонагнетательных скважин с горизонтальными участками синусоидального типа, бурение вертикальных скважин ниже подошвы битуминозного пласта, оборудование вертикальных скважин дренажной и добывающими колоннами, осушение пласта откачкой пластовой воды через дренажную колонну, нагнетание теплоносителя через теплонагнетательную скважину, временное прекращение осушения пласта после разогрева и достижения добычной вязкости битума с целью подъема подземных вод для вытеснения разогретого битума, отбор продукции методом свабирования из добывающей колонны.A known method for the development of bitumen deposits (Patent RU No. 2307926, IPC ЕВВ 43/24, publ. 10.10.2007 Bull. No. 28). The method includes drilling heat-injecting wells with horizontal sections of a sinusoidal type, drilling vertical wells below the bottom of the bituminous formation, equipping the vertical wells with drainage and producing columns, draining the formation by pumping formation water through the drainage column, pumping the coolant through the heat-injecting well, and temporarily stopping drying of the formation bitumen mining viscosity in order to raise groundwater to displace heated bitumen, production selection and swabbing from the production column.
Недостатком известного способа является то, что отбор продукции осуществляют через вертикальные скважины, что малоэффективно. Для обеспечения отбора битума со всей площади залежи разогреваемой с использованием теплонагнетательной горизонтальной скважины синусоидального типа необходимо строительство нескольких добывающих скважин, что требует больших материальных затрат. Кроме того, для раздельного отбора пластовой воды с целью осушения пласта и добычи битума через одну скважину необходимо использование специальных технических средств, что не указано в способе и существенно усложняет процесс.The disadvantage of this method is that the selection of products is carried out through vertical wells, which is ineffective. To ensure the selection of bitumen from the entire area of the reservoir heated using a heat-injecting horizontal sinusoidal type well, it is necessary to build several production wells, which requires large material costs. In addition, for the separate selection of produced water in order to drain the formation and produce bitumen through one well, it is necessary to use special technical equipment, which is not indicated in the method and significantly complicates the process.
Известен способ изоляции пластовых вод в горизонтальных нефтяных скважинах (варианты) (Патент RU №2182965, МПК Е21В 43/32, 33/13, опубл. 27.05.2002). В данном способе ограничение притока вод достигается за счет регулирования положения водонефтяного контакта. Способ включает бурение многозабойной нефтяной скважины с тремя горизонтальными стволами в одной вертикальной плоскости, из которых один горизонтальный ствол располагают в нефтенасыщенной части пласта, второй горизонтальный ствол - в водонасыщенной зоне пласта, третий горизонтальный ствол - в переходной водонефтяной зоне между другими стволами, при этом дебиты стволов устанавливают такими, чтобы воронка депрессии, создаваемая каждым стволом, не достигала близлежащего ствола или дебит среднего ствола устанавливают таким, чтобы воронка депрессии, создаваемая им, охватывала всю переходную зону по высоте.A known method of isolation of produced water in horizontal oil wells (options) (Patent RU No. 2182965, IPC ЕВВ 43/32, 33/13, publ. 27.05.2002). In this method, the limitation of water inflow is achieved by regulating the position of the oil-water contact. The method includes drilling a multilateral well oil well with three horizontal shafts in the same vertical plane, of which one horizontal well is located in the oil-saturated part of the formation, the second horizontal well is in the water-saturated zone of the formation, the third horizontal well is in the transitional water-oil zone between the other well, trunks are set so that the depression funnel created by each trunk does not reach the nearby trunk or the flow rate of the middle trunk is set so that the funnel and the depression created by him covered the entire transition zone in height.
Недостатком известного способа является то, что добываемая через горизонтальный ствол, пробуренный в водонасыщенной зоне пласта, продукция будет максимально обводнена, кроме того, данный способ не предусматривает закачивание теплоносителя для прогрева продуктивного пласта и не может эффективно применяться для разработки залежей высоковязкой нефти или битума.The disadvantage of this method is that it is produced through a horizontal well drilled in the water-saturated zone of the formation, the product will be waterlogged to the maximum, in addition, this method does not include pumping coolant to warm the reservoir and cannot be effectively used to develop deposits of highly viscous oil or bitumen.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (Патент RU №2340768, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.12.2008 Бюл. №34). Способ включает закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину. Прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры при отборе продукции.The closest technical solution to the proposed one is a method of developing a heavy oil or bitumen field using double-well horizontal wells (Patent RU No. 2340768, IPC EV 43/24, publ. 10.12.2008 Bull. No. 34). The method includes pumping coolant through a two-well horizontal injection well, heating the reservoir with the creation of a steam chamber and selecting products through a two-well horizontal producing well. Warming up the productive formation begins with steam injection into both wells, heats the inter-well zone of the formation, reduces the viscosity of oil or bitumen, and creates a steam chamber by pumping coolant with the possibility of penetrating the latter to the upper part of the reservoir and increasing the size of the steam chamber during production selection.
Недостатком известного способа является то, что при проводке горизонтальной добывающей скважины в подошвенной части продуктивного пласта вблизи водобитумного контакта в процессе эксплуатации произойдет постепенное подтягивание воды и обводнение скважины, а предлагаемый способ не включает мероприятия, направленные на снижение обводненности добываемой продукции.The disadvantage of this method is that when conducting a horizontal production well in the bottom of the reservoir near the water-bitumen contact during operation, there will be a gradual pull-up of water and flooding of the well, and the proposed method does not include measures aimed at reducing the water content of the produced products.
Технической задачей предложения является наращивание извлекаемых запасов битума за счет увеличения охвата пласта воздействием и снижение обводненности добываемой продукции за счет блокирования путей притока воды.The technical task of the proposal is to increase the recoverable bitumen reserves by increasing the impact of the formation and reducing the water cut of the produced products by blocking the paths of water inflow.
Задача решается способом разработки залежи битума, включающим строительство пары двухустьевых горизонтальных скважин, из которых первая расположена параллельно и выше второй, разогрев пласта с созданием паровой камеры, последующее нагнетание водяного пара в первую скважину и отбор продукции через вторую скважину.The problem is solved by the method of developing a bitumen deposit, including the construction of a pair of double-mouth horizontal wells, of which the first is parallel and higher than the second, heating the formation with the creation of a steam chamber, subsequent injection of water vapor into the first well and selection of products through the second well.
Новым является то, что вторую скважину проводят по границе водобитумного контакта, в водобитумном интервале залежи под второй скважиной параллельно ей строят третью двухустьевую горизонтальную скважину, разогревают пласт нагнетанием пара в первую и третью скважины, после чего используют режим нагнетания пара в первую и вторую скважины с форсированным отбором пластовых флюидов через третью скважину до установления стабильного содержания битума в продукции, далее переходят на режим нагнетания пара в первую скважину с отбором пластовых флюидов через вторую скважину, при росте и стабилизации содержания воды в ее продукции возвращаются на режим нагнетания пара в первую и вторую скважины с форсированным отбором пластовых флюидов через третью скважину, два последних режима последовательно чередуют до выработки извлекаемых запасов битума.The new one is that the second well is drawn along the water-bitumen contact boundary, in the water-bitumen interval of the reservoir under the second well, a third two-well horizontal well is built parallel to it, the formation is heated by steam injection into the first and third wells, after which the steam injection mode into the first and second wells is used with forced selection of formation fluids through a third well until a stable bitumen content is established in the production, then they switch to the mode of steam injection into the first well with selection of formation fluids through the second well, with the growth and stabilization of the water content in its products, they return to the mode of steam injection into the first and second wells with forced selection of reservoir fluids through the third well, the last two modes are sequentially alternated until the recoverable bitumen reserves are developed.
В разрезе залежей битума обычно присутствуют три интервала - битумный, водобитумный и водоносный. Битумный интервал по степени насыщенности представлен верхней, основной и переходной зоной, по подошве переходной зоны проходит граница водобитумного контакта. Залежи битума с таким строением известны, например залежь Ашальчинского месторождения (Республика Татарстан). Наиболее простой вариант разработки подобных залежей битума двумя двухустьевыми горизонтальными скважинами, расположенными параллельно одна под другой, предусматривает первоначальное нагнетание в обе скважины теплоносителя, например водяного пара. При этом разогревается межскважинная зона пласта и снижается вязкость битума. Нагнетаемый пар из-за разности плотностей стремится к верхней части битумного интервала залежи, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. После создания паровой камеры и разогрева битума нижнюю скважину используют для отбора продукции, а верхнюю - для нагнетания в пласт теплоносителя. На поверхности раздела паровой камеры и холодных битумонасыщенных толщин происходит теплообмен, в результате пар конденсируется в воду, которая вместе с разогретым битумом под действием силы тяжести стекает к нижней скважине.In the context of bitumen deposits, there are usually three intervals - bituminous, water-bitumen and aquifer. The bitumen interval in terms of saturation is represented by the upper, main and transitional zone, along the bottom of the transitional zone passes the border of water-bitumen contact. Bitumen deposits with such a structure are known, for example, the Ashalchinsky deposit (Republic of Tatarstan). The simplest option for developing such bitumen deposits with two two-well horizontal wells located parallel to one another, provides for the initial injection into both wells of a coolant, such as water vapor. In this case, the cross-hole zone of the formation is heated and the viscosity of bitumen decreases. Due to the difference in densities, the injected steam tends to the upper part of the bitumen interval of the deposit, creating an increasing in size steam chamber. After creating a steam chamber and heating bitumen, the lower well is used to select products, and the upper one is used to inject coolant into the formation. Heat exchange occurs at the interface between the steam chamber and cold bitumen-saturated thicknesses, as a result of which the steam condenses into water, which, together with the heated bitumen, flows to the lower well under gravity.
Для предотвращения прорыва воды из нижней части залежи скважину, используемую для отбора продукции, проводят на определенном расстоянии выше водобитумного контакта. Например, для Ашальчинского месторождения оптимальным является расстояние 6 м (Совершенствование разработки месторождений тяжелых нефтей тепловыми методами с использованием горизонтальных технологий на примере Ашальчинского месторождения: Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Зарипов А.Т. - Бугульма: ТатНИПИнефть, 2006. - с.101). Битум является естественной преградой, блокирующей воду, при снижении вязкости битума вероятность прорыва воды увеличивается. Для предотвращения прорыва воды при относительно низкой вязкости битума в первоначальных пластовых условиях увеличивают расстояние от водобитумного контакта до скважины, используемой для отбора продукции. Но чем выше от водобитумного контакта находится скважина, используемая для отбора продукции, тем меньше будет мощность продуктивных пластов, находящихся над ней, а следовательно, будут уменьшаться потенциально извлекаемые запасы битума.To prevent water breakthrough from the bottom of the reservoir, the well used for product selection is carried out at a certain distance above the water-bitumen contact. For example, the distance of 6 m is optimal for the Ashalchinskoye field (Improving the development of heavy oil fields by thermal methods using horizontal technologies on the example of the Ashalchinskoye field: Thesis for the degree of candidate of technical sciences / Zaripov A.T. - Bugulma: TatNIPIneft, 2006. - p. .101). Bitumen is a natural barrier blocking water, with a decrease in the viscosity of bitumen, the likelihood of water breakthrough increases. To prevent water breakthrough at a relatively low viscosity of bitumen in the initial reservoir conditions, increase the distance from the water-bitumen contact to the well used for product selection. But the higher the well used for product selection from the water-bitumen contact, the less will be the capacity of the productive formations located above it, and therefore, potentially recoverable bitumen reserves will decrease.
Сущностью предлагаемого способа является наращивание извлекаемых запасов битума за счет увеличения охвата пласта воздействием при одновременном снижении обводненности добываемой продукции. Увеличение охвата пласта воздействием достигается уменьшением расстояние от водобитумного контакта до скважины используемой для отбора продукции и, следовательно, увеличением мощности разрабатываемых продуктивных пластов, находящихся над этой скважиной.The essence of the proposed method is to increase the recoverable reserves of bitumen by increasing the coverage of the formation by exposure while reducing the water content of the produced products. An increase in the coverage of the formation by exposure is achieved by reducing the distance from the water-bitumen contact to the well used for product selection and, consequently, by increasing the capacity of the developed productive formations located above this well.
Фиг.1-2 демонстрируют этапы реализации способа на вертикальном разрезе залежи, перпендикулярном направлению проводки скважин. Способ реализуют на залежи битума, в разрезе которой присутствуют три интервала - битумный, водобитумный и водоносный, а битумный интервал по степени насыщенности представлен верхней, основной и переходной зоной. По подошве переходной зоны проходит граница водобитумного контакта. В залежи проводят первую, вторую и третью параллельные двухустьевые горизонтальные скважины, расположенные, соответственно, одна под другой в одной вертикальной плоскости. Вторую скважину проводят по границе водобитумного контакта, первую скважину проводят в пределах битумного интервала на 5-7 м выше второй, третью скважину проводят в водобитумном интервале залежи. Первоначально в первую и третью скважины нагнетают теплоноситель, например водяной пар. При этом разогревается межскважинная зона пласта и снижается вязкость битума. Закачиваемый пар из-за разности плотностей стремится к верхней части битумного интервала залежи, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. После создания паровой камеры и разогрева битума нагнетают пар в первую и вторую скважины, а из третьей скважины форсированно отбирают пластовые флюиды.Figure 1-2 show the stages of the method in a vertical section of the reservoir, perpendicular to the direction of the wells. The method is implemented on bitumen deposits, in the context of which there are three intervals - bitumen, water-bitumen and aquifer, and the bitumen interval in terms of degree of saturation is represented by the upper, main and transitional zones. On the bottom of the transition zone passes the border of water-bitumen contact. The first, second and third parallel two-well horizontal wells are located in the deposits, located, respectively, one below the other in one vertical plane. The second well is drilled along the water-bitumen contact boundary, the first well is drilled within the bitumen interval 5-7 m higher than the second, the third well is drilled in the water-bitumen interval of the reservoir. Initially, a coolant, such as water vapor, is injected into the first and third wells. In this case, the cross-hole zone of the formation is heated and the viscosity of bitumen decreases. Due to the difference in densities, the injected steam tends to the upper part of the bitumen interval of the deposit, creating an increasing in size steam chamber. After creating a steam chamber and heating bitumen, steam is injected into the first and second wells, and formation fluids are forcedly taken from the third well.
На поверхности раздела паровой камеры и холодных битумонасыщенных толщин происходит теплообмен, в результате пар конденсируется в воду, которая вместе с разогретым битумом под действием силы тяжести стекает к третьей скважине. Форсированный отбор пластовых флюидов приводит к созданию вблизи третьей скважины зоны пониженного давления, при этом поверхность водобитумного контакта испытывает значительный перепад давления. Постепенно поверхность водобитумного контакта изменяется, принимая форму конуса, вершина которого стремится к стволу третьей скважины (фиг.1). Когда вершина конуса достигает ствола третьей скважины, в ее продукции стабилизируется содержание битума. После установления стабильного содержания битума в продукции третьей скважины, форсированный отбор пластовых флюидов прекращают. Далее переходят на отбор пластовых флюидов через вторую скважину при нагнетании пара в первую скважину. Эксплуатация в таком режиме с течением времени приводит к подтягиванию конуса подошвенной воды к стволу второй скважины (фиг.2), о чем будет свидетельствовать существенный рост и стабилизация содержания воды в ее продукции. При подтягивании конуса воды к стволу второй скважины вновь переходят к режиму работы, предусматривающему нагнетание пара в первую и вторую скважины, с форсированным отбором пластовых флюидов из третьей скважины. В последующем режим работы, предусматривающий нагнетание пара в первую и вторую скважины, с форсированным отбором пластовых флюидов из третьей скважины и режим работы, предусматривающий отбор пластовых флюидов через вторую скважину, при нагнетании пара в первую скважину последовательно чередуют до выработки извлекаемых запасов битума.Heat exchange occurs at the interface between the steam chamber and cold bitumen-saturated thicknesses, as a result of which the steam condenses into water, which, together with the heated bitumen, flows to the third well under the influence of gravity. Forced selection of formation fluids leads to the creation of a zone of reduced pressure near the third well, while the surface of the water-bitumen contact experiences a significant pressure drop. Gradually, the surface of the water-bitumen contact changes, taking the form of a cone, the apex of which tends to the trunk of the third well (Fig. 1). When the top of the cone reaches the trunk of the third well, bitumen content is stabilized in its production. After establishing a stable bitumen content in the production of the third well, the forced selection of reservoir fluids is stopped. Next, they switch to the selection of reservoir fluids through the second well when steam is injected into the first well. Operation in this mode over time leads to pulling the bottom water cone to the wellbore of the second well (figure 2), as evidenced by a significant increase and stabilization of the water content in its products. When pulling the water cone to the barrel of the second well, they again switch to the operating mode, which provides for the injection of steam into the first and second wells, with forced selection of reservoir fluids from the third well. In the subsequent mode of operation, which involves injecting steam into the first and second wells, with forced selection of formation fluids from the third well, and the mode of operation, which involves the selection of reservoir fluids through the second well, sequentially alternate when steam is injected into the first well to produce recoverable bitumen reserves.
Режим работы, предусматривающий нагнетание пара в первую и вторую скважины, с форсированным отбором пластовых флюидов из третьей скважины используют в течение гораздо более короткого интервала времени, чем режим работы, предусматривающий отбор пластовых флюидов через вторую скважину при нагнетании пара в первую скважину, так как интенсивное снижение давления в водонасыщенной части пласта при форсированном отборе способствует быстрому образованию обратного битумного конуса. Образующийся битумный конус блокирует приток воды из интервала залежи, содержащего воду, в добывающую скважину при использовании режима, предусматривающего отбор пластовых флюидов через вторую скважину и нагнетание пара в первую скважину, что продлевает использование этого режима и увеличивает период времени, необходимый для подтягивания конуса воды к стволу второй скважины. Чередование двух режимов работы в итоге обеспечивает снижение обводненности добываемой продукции, что способствует экономии затрат на отбор и утилизацию воды.The mode of operation, which involves injecting steam into the first and second wells, with the forced selection of reservoir fluids from the third well, is used for a much shorter time interval than the mode of operation, which involves the selection of reservoir fluids through the second well when steam is injected into the first well, since pressure reduction in the water-saturated part of the reservoir during forced selection contributes to the rapid formation of the inverse bitumen cone. The resulting bitumen cone blocks the flow of water from the interval of the reservoir containing water into the producing well when using the regime that involves the selection of reservoir fluids through the second well and injection of steam into the first well, which prolongs the use of this regime and increases the period of time required to pull the water cone to the barrel of the second well. The alternation of the two modes of operation as a result ensures a reduction in the water cut of the extracted products, which contributes to saving costs for the selection and disposal of water.
Использование режима работы, обеспечивающего образование битумного конуса, блокирующего приток вод из интервала залежи, содержащего воду, во вторую скважину, позволяет при разработке месторождения расположить эту скважину на границе водобитумного контакта, а не выше водобитумного контакта, как это делается при использовании многих вариантов разработки залежей битума. Добывающую скважину проводят выше водобитумного контакта для предотвращения прорыва воды из интервала залежи, содержащего воду, при этом битум, находящийся ниже добывающей скважины, является естественной преградой, блокирующей приток воды. В предлагаемом способе преградой, блокирующей приток воды, является искусственно создаваемый битумный конус, создание искусственной преграды позволяет расположить добывающую скважину на границе водобитумного контакта и при этом эксплуатировать залежь с малой обводненностью продукции. В то же время, расположение добывающей скважины на границе водобитумного контакта, а не выше, приводит к увеличению мощности разрабатываемых продуктивных пластов, находящихся над этой скважиной, увеличению охвата пласта воздействием и наращиванию потенциально извлекаемых запасов битума.The use of an operating mode that ensures the formation of a bitumen cone that blocks the flow of water from the interval of the reservoir containing water into the second well allows the well to be located at the boundary of the water-bitumen contact when developing a field, and not above the water-bitumen contact, as is done when using many reservoir development options bitumen. A production well is conducted above the water-bitumen contact to prevent water breakthrough from the interval of the reservoir containing water, while bitumen below the production well is a natural barrier blocking the flow of water. In the proposed method, an obstruction blocking the influx of water is an artificially created bitumen cone, the creation of an artificial obstruction allows the production well to be located at the boundary of the water-bitumen contact and, at the same time, to exploit a reservoir with low water cut. At the same time, the location of the producing well at the boundary of the water-bitumen contact, and not higher, leads to an increase in the capacity of the developed productive formations located above this well, an increase in the coverage of the formation by exposure and an increase in potentially recoverable bitumen reserves.
Таким образом, в данном предложении достигается результат - наращивание извлекаемых запасов битума за счет увеличения охвата пласта воздействием и снижение обводненности добываемой продукции за счет блокирования путей притока воды.Thus, in this proposal, the result is achieved - increasing the recoverable bitumen reserves by increasing the impact of the formation and reducing the water cut of the produced products by blocking the water flow paths.
Пример практического применения способа.An example of the practical application of the method.
Разрабатывают залежь битума, находящуюся на глубине 80 м, которая представлена пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°С, с пластовым давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 0,265 мкм2, с битумом плотностью 956 кг/м3 и вязкостью 20000 мПа·с. В залежи проводят первую, вторую и третью параллельные двухустьевые горизонтальные скважины, расположенные, соответственно, одна под другой в одной вертикальной плоскости. Вторую скважину проводят по границе водобитумного контакта, первую скважину проводят в пределах битумного интервала на 5-7 м выше второй, третью скважину проводят в водобитумном интервале залежи. Первоначально в первую и третью скважины нагнетают водяной пар с температурой 190°С. При этом пар поступает в зону между первой и третьей скважинами, в пласте создается обширная проницаемая зона и снижается вязкость битума. Закачку пара в первую и третью скважины производят в течение одного месяца. Объем пара, закачиваемого в каждую скважину, составляет 55 т в сутки. Далее переходят на нагнетание пара в первую и вторую скважины, а из третьей скважины форсированно отбирают пластовые флюиды. После установления стабильного содержания битума в продукции третьей скважины форсированный отбор пластовых флюидов прекращают. Далее переходят на отбор пластовых флюидов через вторую скважину при нагнетании пара в первую скважину. При подтягивании конуса воды к стволу второй скважины продукция обводняется и вновь переходят к режиму работы, предусматривающему нагнетание пара в первую и вторую скважины, с форсированным отбором пластовых флюидов из третьей скважины. В последующем режим работы, предусматривающий нагнетание пара в первую и вторую скважины, с форсированным отбором пластовых флюидов из третьей скважины и режим работы, предусматривающий отбор пластовых флюидов через вторую скважину при нагнетании пара в первую скважину, последовательно чередуют до выработки извлекаемых запасов битума.Develop a bitumen deposit located at a depth of 80 m, which is represented by strata with a thickness of 20-30 m with a temperature of 8 ° C, with a reservoir pressure of 0.5 MPa, oil saturation of 0.7 units, porosity of 30%, permeability of 0.265 μm 2 , with bitumen with a density of 956 kg / m 3 and a viscosity of 20,000 MPa · s. The first, second and third parallel two-well horizontal wells are located in the deposits, located, respectively, one below the other in one vertical plane. The second well is drilled along the water-bitumen contact boundary, the first well is drilled within the bitumen interval 5-7 m higher than the second, the third well is drilled in the water-bitumen interval of the reservoir. Initially, water vapor with a temperature of 190 ° C is injected into the first and third wells. In this case, steam enters the zone between the first and third wells, an extensive permeable zone is created in the reservoir and the viscosity of bitumen decreases. Steam is injected into the first and third wells within one month. The volume of steam injected into each well is 55 tons per day. Then they switch to steam injection into the first and second wells, and formation fluids are forcedly taken from the third well. After establishing a stable bitumen content in the production of the third well, the forced selection of formation fluids is stopped. Next, they switch to the selection of reservoir fluids through the second well when steam is injected into the first well. When the water cone is pulled up to the well of the second well, the product is flooded and again switch to the operating mode, which involves injecting steam into the first and second wells, with forced selection of formation fluids from the third well. In the subsequent mode of operation, which involves injecting steam into the first and second wells, with forced selection of reservoir fluids from the third well and the mode of operation, which involves the selection of reservoir fluids through the second well when injecting steam into the first well, sequentially alternate until the recoverable bitumen reserves are generated.
Использование предлагаемого способа позволяет увеличить извлекаемые запасы битума на 20-30% за счет увеличения охвата пласта воздействием и снизить обводненность добываемой продукции на 15-25% за счет блокирования притока воды.Using the proposed method allows to increase the recoverable reserves of bitumen by 20-30% due to the increase in the coverage of the formation by exposure and to reduce the water cut of the produced products by 15-25% by blocking the influx of water.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009121605/03A RU2395676C1 (en) | 2009-06-05 | 2009-06-05 | Method of bitumen deposit development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009121605/03A RU2395676C1 (en) | 2009-06-05 | 2009-06-05 | Method of bitumen deposit development |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2395676C1 true RU2395676C1 (en) | 2010-07-27 |
Family
ID=42698100
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009121605/03A RU2395676C1 (en) | 2009-06-05 | 2009-06-05 | Method of bitumen deposit development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2395676C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2461705C1 (en) * | 2011-04-05 | 2012-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" (ГОУ ВПО БашГУ) | Method for development of high-viscous oil deposit at thermal effect |
| RU2468193C1 (en) * | 2011-06-08 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit in multiple-formation layer-by-layer nonhomogeneous header |
| RU2760747C1 (en) * | 2021-06-18 | 2021-11-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir |
| RU2760746C1 (en) * | 2021-06-18 | 2021-11-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir |
-
2009
- 2009-06-05 RU RU2009121605/03A patent/RU2395676C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2461705C1 (en) * | 2011-04-05 | 2012-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" (ГОУ ВПО БашГУ) | Method for development of high-viscous oil deposit at thermal effect |
| RU2468193C1 (en) * | 2011-06-08 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit in multiple-formation layer-by-layer nonhomogeneous header |
| RU2760747C1 (en) * | 2021-06-18 | 2021-11-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir |
| RU2760746C1 (en) * | 2021-06-18 | 2021-11-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2340768C2 (en) | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells | |
| US5215146A (en) | Method for reducing startup time during a steam assisted gravity drainage process in parallel horizontal wells | |
| CA2591498C (en) | Recovery process | |
| US9551207B2 (en) | Pressure assisted oil recovery | |
| RU2295030C1 (en) | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen | |
| US5215149A (en) | Single horizontal well conduction assisted steam drive process for removing viscous hydrocarbonaceous fluids | |
| US10550681B2 (en) | Bottom-up gravity-assisted pressure drive | |
| CA2744749C (en) | Basal planer gravity drainage | |
| CN105649588A (en) | Method for exploiting heavy oil reservoir through steam-assisted gravity drainage (SAGD) | |
| RU2527051C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect | |
| CA2847759C (en) | A method of enhancing resource recovery from subterranean reservoirs | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2678739C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2395676C1 (en) | Method of bitumen deposit development | |
| RU2343276C1 (en) | Method of development of high viscous oil deposit | |
| RU2211318C2 (en) | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation | |
| RU2515662C1 (en) | Oil deposit development method | |
| US9291042B2 (en) | Water injection method for assisting in recovery of heavy oil | |
| CA2841520C (en) | System and method for recovery of bitumen from fractured carbonate reservoirs | |
| CA2888892C (en) | Non condensing gas management in sagd | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2289684C1 (en) | Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2652245C1 (en) | Method for developing the bituminous oil deposit | |
| RU2695206C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit | |
| RU2794686C1 (en) | Method for development of deposits of high-viscosity oil and natural bitumen |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160606 |