RU2425211C1

RU2425211C1 - Combined method of thermal well development of high-viscous oil deposit

Info

Publication number: RU2425211C1
Application number: RU2010102539/03A
Authority: RU
Inventors: Геннадий Федорович Чикишев (RU); Геннадий Федорович Чикишев; Владимир Энгельсович Гуляев (RU); Владимир Энгельсович Гуляев; Юрий Петрович Коноплев (RU); Юрий Петрович Коноплев; Валентина Васильевна Кучумова (RU); Валентина Васильевна Кучумова; Евгений Валерьевич Кольцов (RU); Евгений Валерьевич Кольцов; Сергей Анатольевич Лисняк (RU); Сергей Анатольевич Лисняк; Кирилл Николаевич Цгоев (RU); Кирилл Николаевич Цгоев; Александр Геннадьевич Чикишев (RU); Александр Геннадьевич Чикишев
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "ПечорНИПИнефть" (ООО "ПечорНИПИнефть"); Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Коми" (ООО "ЛУКОЙЛ-Коми")
Priority date: 2010-01-13
Filing date: 2010-01-13
Publication date: 2011-07-27

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: method involves pumping of heat carrier through vertical injection wells drilled from surface near the boundary of section of developed deposit, warming of formation through steam distributing wells drilled from the gallery located in productive oil formation or below it, steam distributing wells located in affected area of injection wells or crossing them, and extraction of fluid through production wells drilled from gallery to boundary of the section. In addition, upward injection and production wells are drilled from gallery in various vertical planes in above-gallery zone restricted with vertical injection wells, roof of formation and with upper steam distributing wells or upper production wells directed towards the boundary of the section. Steam supply well is drilled from the surface to gallery and connected to underground injection wells. In addition, pumping of heat carrier is performed through steam supply well, and liquid is discharged simultaneously from all production wells.

EFFECT: increasing the heat effect coverage of the whole volume of formation and activation of its warming, increasing coefficient of oil removal and shortening the period when the developed section achieves the design level of oil production and development period of the whole deposit.

3 cl, 4 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов.The invention relates to the oil industry, in particular to thermal mine methods for developing deposits of high viscosity oils and natural bitumen.

Известен способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, (см. патент РФ №2114289, E21B 43/24 от 12.03.97), включающий отбор нефти через пологовосстающие добывающие скважины, пробуренные из горной выработки, пройденной в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, закачку теплоносителя, например пара, в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности с последующим распределением пара по пласту через пологовосстающие парораспределительные скважины, забои которых ориентированы в кровлю нефтяного пласта и пересекают нагнетательные скважины или проходят в зоне их влияния, при этом они пробурены из горной выработки параллельно добывающим скважинам в промежутке между ними.A known method of thermomine development of a highly viscous oil field (see RF patent No. 2114289, E21B 43/24 of 03/12/97), including the selection of oil through half-rising production wells drilled from a mine passed in or below a productive oil reservoir, pumping coolant for example steam, into injection wells drilled from the surface with subsequent distribution of steam through the formation through shallow steam distribution wells, the faces of which are oriented into the roof of the oil reservoir and cross the supercharger s or wells tested in their zone of influence, and they are drilled parallel to the excavation from production wells in the gap therebetween.

Недостатком данного способа является длительное время установления гидродинамической связи между парораспределительными и добывающими скважинами. Это объясняется высокой вязкостью пластовой нефти, малым объемом свободного порового пространства, по которому может распространяться теплоноситель, что весьма существенно при достаточно больших расстояниях между парораспределительными и добывающими скважинами.The disadvantage of this method is the long time it takes to establish a hydrodynamic connection between steam distribution and production wells. This is due to the high viscosity of the reservoir oil, the small amount of free pore space through which the coolant can propagate, which is very significant at sufficiently large distances between the steam distribution and production wells.

Наиболее близким по технической сущности, принятым за прототип, является способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти (см. патент РФ №2199657, E21B 43/24 от 17.04.2001 г.), включающий закачку теплоносителя через вертикальные нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности вблизи границы участка разрабатываемого месторождения, прогрев пласта через пробуренные из галереи, расположенной в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, восходящие парораспределительные скважины, находящиеся в зоне влияния нагнетательных скважин или пересекающие их, и отбор жидкости через восходящие добывающие скважины, пробуренные из галереи к границе участка параллельно парораспределительным скважинам. Способ предусматривает бурение дополнительной добывающей скважины, пробуренной ниже забоя поверхностных нагнетательных скважин, которую после прорыва в нее пара переводят в разряд парораспределительных скважин. Способ обеспечивает благоприятные условия для создания раздренированной зоны и создания большей поверхности взаимодействия теплоносителя и нефтяного пласта, охваченного пробуренными скважинами (Патент РФ №2114289 от 12.03.1997 г. МПК: E21B 43/34).The closest in technical essence adopted for the prototype is the method of thermal mining of a highly viscous oil field (see RF patent No. 2199657, E21B 43/24 of 04.17.2001), which includes pumping coolant through vertical injection wells drilled from a surface near the border section of the field being developed, heating the formation through drilled from a gallery located in or below the productive oil formation, ascending steam distribution wells located in the zone of influence of injection wells or and intersecting them, and the selection of fluid through ascending production wells drilled from the gallery to the boundary of the site parallel to the steam distribution wells. The method involves drilling an additional production well drilled below the bottom of the surface injection wells, which, after breaking into it, the steam is transferred to the category of steam distribution wells. The method provides favorable conditions for creating a razdrenirovanny zone and creating a larger surface for the interaction of the coolant and the oil reservoir, covered by drilled wells (RF Patent No. 2114289 from 03/12/1997 IPC: E21B 43/34).

Однако данный способ не предусматривает охват активным тепловым воздействием надгалерейной зоны пласта, ограниченной по площади участка вертикальными нагнетательными скважинами, а по высоте - кровлей пласта и верхними парораспределительными скважинами или, соответственно, верхними добывающими скважинами, а также возможность активизации прогрева остальной части пласта, в результате чего существенно увеличивается время прогрева всего пласта, снижается отбор нефти и, как результат, увеличиваются сроки вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и сроки разработки всего месторождения.However, this method does not provide for the active heat exposure of the over-gallery zone of the formation limited by the area of the plot with vertical injection wells, and by the height of the formation roof and upper steam distribution wells or, respectively, upper producing wells, as well as the possibility of activating heating of the rest of the formation, as a result which significantly increases the warm-up time of the entire formation, reduces the selection of oil and, as a result, increases the withdrawal time of the developed section to the design level of oil production and the terms of development of the entire field.

Задачей изобретения является увеличение охвата тепловым воздействием всего объема пласта и активизация его прогрева, повышение коэффициента нефтеизвлечения и, как результат, сокращение срока вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и срока разработки всего месторождения.The objective of the invention is to increase the heat exposure of the entire volume of the reservoir and the activation of its heating, increase the oil recovery coefficient and, as a result, reduce the time taken to develop the developed section to the design level of oil production and the development time of the entire field.

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом комбинированном способе термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти осуществляют закачку теплоносителя, например пара, через вертикальные нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности вблизи границы участка разрабатываемого месторождения, прогрев пласта через пробуренные из галереи, расположенной в продуктивном нефтяном пласте или ниже него парораспределительные скважины, находящиеся в зоне влияния нагнетательных скважин или пересекающие их, и отбор жидкости через добывающие скважины, пробуренные из галереи к границе участка.This object is achieved by the fact that in the inventive combined method of thermal mining of a highly viscous oil field, coolant, for example steam, is injected through vertical injection wells drilled from the surface near the boundary of the developed field, and the formation is heated through drilled from a gallery located in a productive oil reservoir or lower steam distribution wells located in the zone of influence of injection wells or intersecting them, and fluid selection and through production wells drilled from the gallery to the site boundary.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:Salient features of the claimed invention are:

- дополнительно бурят из галереи восходящие нагнетательные и добывающие скважины в различных вертикальных плоскостях в надгалерейной зоне, ограниченной вертикальными нагнетательными скважинами, кровлей пласта и, соответственно, верхними парораспределительными скважинами или верхними добывающими скважинами, направленными к границе участка;- additionally drill ascending injection and production wells from the gallery in various vertical planes in the over-gallery area bounded by vertical injection wells, the roof of the formation and, accordingly, upper steam distribution wells or upper production wells directed to the site boundary;

- бурят с поверхности в галерею пароподающую скважину;- drill a steam supply well from the surface into the gallery;

- соединяют пароподающую скважину с дополнительными нагнетательными скважинами и осуществляют в них закачку теплоносителя;- connect the steam supply well with additional injection wells and pump coolant into them;

- ведут отбор жидкости одновременно из всех добывающих скважин;- conduct fluid sampling simultaneously from all producing wells;

- дополнительно соединяют пароподающую скважину в начальный период разработки с устьями парораспределительных скважин и осуществляют в них закачку теплоносителя;- additionally connect the steam supply well in the initial period of development with the mouths of the steam distribution wells and pump coolant into them;

- дополнительно соединяют пароподающую скважину в начальный период разработки с устьями добывающих скважин, не прореагировавших на закачку теплоносителя в пласт, и осуществляют в них циклическую закачку теплоносителя, при этом циклы закачки теплоносителя продолжают до вовлечения в работу по отбору жидкости всех добывающих скважин.- additionally connect the steam-supply well in the initial period of development with the mouths of production wells that have not responded to the injection of coolant into the formation, and carry out a cyclic pumping of the coolant, while the coolant pumping cycles are continued until all production wells are involved in the fluid selection process.

Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает условия для увеличения охвата тепловым воздействием всего объема разрабатываемого участка пласта как по его длине, так и по толщине пласта путем создания разветвленной системы нагнетания и распространения теплоносителя, например пара, по пласту и отбора нефти, при этом осуществляется комбинированное воздействие на пласт в зависимости от месторасположения и взаимодействия скважин. Так, тепловой прогрев зон участка, расположенных между галереей и границами участка по ширине, осуществляют в начальный период разработки одновременно с двух сторон, а именно с помощью вертикальных нагнетательных скважин, в которую закачивают теплоноситель, например пар, при этом пар первоначально прогревает прилегающую к данным скважинам область пласта, с последующим прогревом пласта через сеть парораспределительных скважин при его прорыве за исключением парораспределительных скважин, пересекающих вертикальные нагнетательные скважины, где прогрев пласта через скважины осуществляется вместе с прогревом пласта через вертикальные нагнетательные скважины, а также со стороны устьев парораспределительных скважин за счет закачки пара от пароподающей скважины. Прогрев надгалерейной зоны пласта осуществляют с помощью пароподающей скважины, напрямую связанной через паропроводы с подземными нагнетательными скважинными, пробуренными из галереи, причем у всех подземных скважин обсажены и зацементированы приустьевые зоны, что предотвращает прямой прорыв пара непосредственно в галерею. Таким образом, взаимосвязь поверхностных нагнетательных и пароподающей скважины с подземными парораспределительными и нагнетательными скважинами, а также возможность подачи теплоносителя в начальный период разработки участка от пароподающей скважины в добывающие скважины обеспечивает благоприятные условия для установления гидродинамической связи между скважинами, активизации разогрева всего объема пласта, а также регулирования его теплового режима, что обеспечивает существенное повышение коэффициента нефтеизвлечения и, как результат, сокращение срока вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и сокращение срока разработки месторождения.The specified set of essential features provides conditions for increasing the thermal impact of the entire volume of the developed section of the formation both along its length and along the thickness of the formation by creating a branched system for pumping and distributing a coolant, for example, steam, through the formation and oil recovery, with a combined effect on formation depending on the location and interaction of wells. So, the thermal heating of the areas of the site located between the gallery and the boundaries of the site in width is carried out simultaneously from two sides in the initial development period, namely using vertical injection wells into which a coolant, for example steam, is pumped, while the steam initially heats the adjacent to the data wells, the area of the formation, followed by heating the formation through a network of steam distribution wells when it breaks through, with the exception of steam distribution wells crossing vertical injection wells ins, wherein heating is carried formation through the well together with the heating of the reservoir through the vertical injection wells, as well as from the mouths of the steam distribution holes at the expense of the steam supplying steam injection wells. The over-gallery zone of the formation is heated by means of a steam-supply well directly connected through steam pipelines to underground injection wells drilled from the gallery, and near all underground wells estuarine zones are cased and cemented, which prevents direct breakthrough of steam directly into the gallery. Thus, the interconnection of surface injection and steam supply wells with underground steam distribution and injection wells, as well as the possibility of supplying coolant in the initial period of development of the section from the steam supply well to production wells, provides favorable conditions for establishing hydrodynamic communication between wells, activating heating of the entire volume of the formation, as well as regulation of its thermal regime, which provides a significant increase in oil recovery coefficient and, as ultat, shortening the period for bringing the developed section to the design level of oil production and shortening the period for developing the field.

Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, т.к. имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.The claimed combination of essential features is not known to us from the prior art, therefore, the claimed invention is new. 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 invention is industrially applicable since the available equipment and technology developed by us, allow us to fully implement the method.

На фиг.1 изображена схема участка разрабатываемого месторождения с одной галереей в плане; на фиг.2 - схема того же участка с галереей и скважинами, разрез А-А фиг.1; на фиг.3 изображена схема участка разрабатываемого месторождения в плане при проходке по пласту двух галерей; на фиг.4 - схема того же участка с двумя галереями и скважинами, разрез А-А фиг.3Figure 1 shows a diagram of the plot of the developed field with one gallery in the plan; figure 2 is a diagram of the same area with a gallery and wells, section aa of figure 1; figure 3 shows a diagram of the plot of the developed field in plan when two galleries are drilled through the reservoir; figure 4 is a diagram of the same area with two galleries and wells, section aa of figure 3

Нефтеносный пласт 1 участка разрабатываемого месторождения вскрывают наклонными горными выработками из действующих подземных выработок (на схеме не показаны). У подошвы нефтеносного пласта или ниже пласта вблизи водонефтяного контакта (ВНК) сооружают буровую галерею 2 и соединяют ее, например, напрямую или через этажные горные выработки с вертикальными шахтными стволами: подъемным 3 и вентиляционным 4. Вблизи границы 5 участка бурят с поверхности в нефтяной пласт 1 ряд вертикальных нагнетательных скважин 6. Глубина бурения скважин зависит от условия предотвращения попадания воды в скважину. Из галереи 2 бурят восходящие с различными углами наклона добывающие скважины 7 до границы участка. Добывающие скважины 7 (фиг.2) располагают, например, параллельными рядами в два или более ярусов в зависимости от толщины нефтяного пласта 1 между нагнетательными скважинами 6. Забои добывающих скважин 7 верхнего яруса располагают под кровлей нефтяного пласта 1 на границе участка. Между добывающими скважинами 7 бурят ряды восходящих с различными углами наклона парораспределительных скважин 8, проводя их в зоне влияния вертикальных нагнетательных скважин 6 или пересекая их. Парораспределительная скважина 8, пересекающая призабойную зону вертикальной нагнетательной скважины 6, образует с ней единую систему нагнетания теплоносителя. Парораспределительные скважины 8 также располагают, например, параллельно рядам добывающих скважин в два или более ярусов в зависимости от толщины нефтяного пласта 1, при этом забой верхней парораспределительной скважины 8 целесообразно расположить под кровлей нефтяного пласта 1 на границе участка.The oil reservoir of 1 section of the developed field is opened by inclined mines from existing underground mines (not shown in the diagram). A drilling gallery 2 is constructed at the bottom of the oil-bearing formation or below the formation near the oil-water contact (VOC) and connected, for example, directly or through floor mine workings with vertical mine shafts: lifting 3 and ventilation 4. Near the boundary 5 of the site, they are drilled from the surface into the oil formation 1 row of vertical injection wells 6. The depth of drilling depends on the condition for preventing water from entering the well. From gallery 2, production wells 7 ascending with different angles of inclination are drilled to the boundary of the site. Production wells 7 (Fig. 2) are, for example, arranged in parallel rows of two or more tiers depending on the thickness of the oil reservoir 1 between the injection wells 6. The faces of the production wells 7 of the upper tier are located under the roof of the oil reservoir 1 at the site boundary. Between the producing wells 7, rows of steam distribution wells 8 ascending with different angles of inclination are drilled, conducting them in the zone of influence of the vertical injection wells 6 or crossing them. The steam distribution well 8, crossing the bottomhole zone of the vertical injection well 6, forms with it a unified system for pumping the coolant. Steam distribution wells 8 are also arranged, for example, parallel to the rows of production wells in two or more tiers, depending on the thickness of the oil reservoir 1, while the bottom of the upper steam distribution well 8 should be located under the roof of the oil reservoir 1 at the boundary of the site.

Дополнительно, также последовательными рядами из галереи 2 бурят ярусы восходящих с различными углами наклона добывающих скважин 9 и нагнетательных скважин 10 в различных вертикальных плоскостях, равномерно располагая их в надгалерейной зоне. Надгалерейная зона пласта ограничена по ширине участка вертикальными нагнетательными скважинами 6, а по высоте - кровлей пласта 1 и верхними добывающими скважинами 7 или парораспределительными скважинами 8. Траектории бурения всех скважин участка предварительно определены в технологической схеме разбуривания. Все подземные добывающие, нагнетательные и парораспределительные скважины могут быть пробурены как по относительно прямой траектории, так и по изогнутой траектории.Additionally, also in successive rows from gallery 2, tiers of ascending production wells with different angles of inclination 9 and injection wells 10 are drilled in various vertical planes, uniformly positioning them in the over-gallery area. The above-gallery zone of the formation is limited by the width of the section by vertical injection wells 6, and by height — by the roof of the formation 1 and by the upper producing wells 7 or by steam distribution wells 8. The drilling paths of all the wells of the section are predefined in the drilling technological scheme. All underground production, injection and steam distribution wells can be drilled both along a relatively straight path and along a curved path.

Вертикальные нагнетательные скважины 6 бурят с поверхности практически одновременно с бурением подземных добывающих скважин 7. При этом добывающие скважины 7, 9 располагают в одной вертикальной плоскости, образуя фронт отбора жидкости, а нагнетательные скважины 6, 10 расположены в другой вертикальной плоскости, образуя фронт нагнетания теплоносителя.The vertical injection wells 6 are drilled from the surface almost simultaneously with the drilling of underground production wells 7. In this case, the production wells 7, 9 are located in one vertical plane, forming a fluid sampling front, and the injection wells 6, 10 are located in another vertical plane, forming a coolant injection front .

Первоначально в каждом ярусе всех подземных скважин бурят по одной скважине. Возможен вариант бурения двух и более подземных скважин в каждом ярусе.Initially, in each tier of all underground wells, one well is drilled. The option of drilling two or more underground wells in each tier is possible.

Вертикальные нагнетательные скважины 6 обустраивают для закачки теплоносителя и воды. Возможен вариант подачи воды и в пароподающую скважину 11. Все подземные скважины: добывающие 7, 9, нагнетательные 10 и парораспределительные 8 обсаживают на глубину 50-100 м, цементируют и оборудуют запорной арматурой. Обсадку парораспределительных и нагнетательных скважин осуществляют для создания естественного гидравлического затвора из сконденсировавшего пара и пластовой жидкости в скважинах, который будет препятствовать прорыву пара в галереи. Обсадка добывающих скважин позволит отодвинуть момент подхода теплового фронта к галерее на конец периода разработки участка.Vertical injection wells 6 are equipped to pump coolant and water. A variant of water supply to the steam supply well is also possible 11. All underground wells: producing 7, 9, injection 10 and steam distribution 8 are planted to a depth of 50-100 m, cemented and equipped with shutoff valves. The casing of the steam distribution and injection wells is carried out to create a natural hydraulic shutter of condensed steam and formation fluid in the wells, which will prevent the breakthrough of steam in the gallery. The discussion of production wells will allow delaying the approach of the heat front to the gallery at the end of the development period of the site.

После проходки всей галереи дополнительно бурят в галерею с поверхности пароподающую скважину 11 и соединяют ее с нагнетательными скважинами 10. При необходимости в начальный период разработки участка осуществляют соединение пароподающей скважины 11 с подземными парораспределительными 8 и добывающими скважинами 7, 9.After the entire gallery has been drilled, a steam supply well 11 is additionally drilled into the gallery from the surface and connected to injection wells 10. If necessary, in the initial period of development of the section, the steam supply well 11 is connected to underground steam distribution 8 and production wells 7, 9.

В нижней точке галереи 2 сооружают емкость для сбора продукции скважин и устанавливают насосы для ее откачки на поверхность, а для транспортировки добываемой жидкости по галерее от устьев скважин к емкости в подошве галереи сооружают канавку или прокладывают трубу (на схеме не показаны).At the bottom point of gallery 2, a tank is built to collect well products and pumps are installed to pump it to the surface, and a groove or pipe is laid in the bottom of the gallery to transport produced fluid from the mouth of the wells to the tank at the bottom of the gallery (not shown in the diagram).

Возможен вариант осуществления способа, когда у подошвы нефтеноснго пласта 1 или ниже пласта вблизи ВНК сооружают две буровые галереи 2 на расстоянии друг от друга, образованные проходкой соответственно откаточного и вентиляционного штреков и соединяют их, например, напрямую или через этажные горные выработки с вертикальными шахтными стволами: подъемным 3 и вентиляционным 4. Буровые галереи могут образовывать в плане различную форму, например в виде прямоугольника, квадрата, круга и т.д. Разбуривание участка скважинами осуществляют из боков каждой галереи аналогично вышеописанному способу. Разница заключается только в том, что дополнительные восходящие с различными углами наклона добывающие скважины 9 и нагнетательные скважины 10, расположенные в надгалерейной зоне, бурят из внутренних боков каждой галереи 2 навстречу друг другу, также равномерно располагая их в различных вертикальных плоскостях, а пароподающую скважину бурят в каждую галерею.A possible embodiment of the method is when at the bottom of the oil reservoir 1 or below the reservoir, two drilling galleries 2 are constructed at a distance from each other, formed by tunneling of the recoil and ventilation drifts, respectively, and connect them, for example, directly or through floor mine workings with vertical shaft trunks : lifting 3 and ventilation 4. Drilling galleries can form different shapes in plan, for example, in the form of a rectangle, square, circle, etc. Drilling of a section by wells is carried out from the sides of each gallery in the same way as described above. The difference lies only in the fact that additional production wells 9 and injection wells 10, located in the super-gallery area, ascending at different angles of inclination, are drilled from the inner sides of each gallery 2 towards each other, evenly spacing them in different vertical planes, and the steam-supply well is drilled to every gallery.

Возможен вариант обустройства в обоих боках каждой галереи, по мере их проходки, специальных ниш, из которых бурят вышеуказанные добывающие и нагнетательные скважины.There is a possibility of arranging special niches in both sides of each gallery, as they are drilled, of which the above production and injection wells are drilled.

Рассмотрим вариант разбуривания участка с помощью ниш (фиг.3, 4).Consider the option of drilling a site using niches (figure 3, 4).

В этом случае буровое оборудование размещают в нишах 12. Размер ниши определяют из условия предотвращения помех для перемещения грузов по галереям при их проходке. После образования первых ниш в них устанавливают буровые станки и параллельно с работами по проходке галерей осуществляют бурение подземных скважин. Из первой пары ниш обеих галерей бурят не менее двух ярусов, восходящих с различными углами наклона добывающих скважин 7, направленных в сторону границ 5 участка, равномерно распределяя их по толщине пласта, при этом забои добывающих скважин 7 верхнего яруса располагают под кровлей нефтяного пласта 1 на границе 5 участка. Дополнительно из ниш 12, расположенных во внутренних боках галерей, бурят навстречу друг другу не менее двух ярусов, восходящих с различными углами наклона подземных добывающих скважин 9, располагая их равномерно в надгалерейной зоне пласта. Надгалерейная зона пласта также ограничена по ширине участка вертикальными нагнетательными скважинами 6, пробуренными с поверхности земли вблизи границы 5 разрабатываемого участка и ограничена по высоте кровлей пласта и верхними добывающими скважинами 7. Траектории бурения всех скважин участка предварительно определены в технологической схеме разбуривания. Все подземные добывающие, нагнетательные и парораспределительные скважины могут быть пробурены как по относительно прямой траектории, так и по изогнутой траектории.In this case, the drilling equipment is placed in niches 12. The size of the niche is determined from the condition for preventing interference with the movement of goods through the galleries during their passage. After the formation of the first niches, drilling rigs are installed in them and, in parallel with the work on driving the galleries, underground wells are drilled. Of the first pair of niches of both galleries, at least two tiers are drilled, ascending with different angles of inclination of production wells 7, directed towards the boundaries of section 5, evenly distributing them along the thickness of the formation, while the faces of the production wells 7 of the upper tier are located under the roof of the oil reservoir 1 on border of 5 sections. In addition, from niches 12 located in the inner sides of the galleries, at least two tiers are drilled towards each other, ascending with different angles of inclination of the underground producing wells 9, placing them evenly in the over-gallery zone of the formation. The over-gallery zone of the formation is also limited by the width of the section by vertical injection wells 6 drilled from the surface of the earth near the boundary 5 of the developed section and limited by the height of the roof of the formation and the upper producing wells 7. The drilling paths of all the wells of the section are predefined in the drilling technological scheme. All underground production, injection and steam distribution wells can be drilled both along a relatively straight path and along a curved path.

Вертикальные нагнетательные скважины 6 бурят с поверхности практически одновременно с бурением подземных добывающих скважин 7. Глубина бурения вертикальных скважин зависит от условия предотвращения попадания воды в скважину. Из следующей пары ниш 12 в направлении предварительно пробуренных вертикальных нагнетательных скважин 6 бурят не менее двух восстающих с различными углами наклона парораспределительных скважин 8, равномерно распределяя их по толщине пласта и проводя их в зоне влияния вертикальных нагнетательных скважин 6 или пересекая их, при этом забой верхней парораспределительной скважины 8 целесообразно расположить под кровлей нефтяного пласта на границе 5 участка. Из этой же пары ниш дополнительно между нишами бурят навстречу друг другу не менее двух ярусов восходящих нагнетательных скважин 10, также располагая их равномерно в надгалерейной зоне пласта, образованной вертикальными нагнетательными скважинами 6 и ограниченной по высоте для данной пары ниш верхними парораспределительными скважинами 8 и кровлей пласта. Таким образом, линии нагнетания теплоносителя и линии отбора добываемой жидкости располагают в разных вертикальных плоскостях, разнесенных на расстояние между соседними парами ниш 12 и последовательно чередуют их по длине галерей.Vertical injection wells 6 are drilled from the surface almost simultaneously with the drilling of underground production wells 7. The depth of drilling of vertical wells depends on the condition for preventing water from entering the well. From the next pair of niches 12 in the direction of the pre-drilled vertical injection wells 6, at least two risers with different angles of inclination of the steam distribution wells 8 are drilled, evenly distributing them across the thickness of the reservoir and conducting them in the zone of influence of the vertical injection wells 6 or intersecting them, while bottoming the upper steam distribution wells 8, it is advisable to place under the roof of the oil reservoir at the border of 5 sections. Of the same pair of niches, additionally between the niches, at least two tiers of ascending injection wells 10 are drilled towards each other, also placing them uniformly in the over-gallery zone of the formation, formed by vertical injection wells 6 and limited in height for this pair of niches by the upper steam distribution wells 8 and the formation roof . Thus, the coolant injection lines and the extraction fluid extraction lines are located in different vertical planes spaced apart by adjacent pairs of niches 12 and alternately alternate along the length of the galleries.

Первоначально в каждом ярусе всех подземных скважин бурят по одной скважине из всех последовательно обустроенных ниш по мере проходки галерей. Возможен вариант бурения двух и более подземных скважин в каждом ярусе. После проходки галерей 2, образования ниш 12 и бурения подземных добывающих скважин 7 и 9, парораспределительных скважин 8 и нагнетательных скважин 6,10 в каждую галерею бурят пароподающую скважину 11 и соединяют их с подземными нагнетательными скважинами 10. При необходимости, в начальный период разработки участка осуществляют соединение пароподающих скважин 11 с подземными парораспределительными 8 и добывающими скважинами 7, 9.Initially, in each tier of all underground wells, one well is drilled from all successively equipped niches as the galleries are drilled. The option of drilling two or more underground wells in each tier is possible. After the passage of the galleries 2, the formation of niches 12 and the drilling of underground production wells 7 and 9, steam distribution wells 8 and injection wells 6.10, a steam supply well 11 is drilled into each gallery and connected to underground injection wells 10. If necessary, in the initial period of development of the site connect the steam supply wells 11 to the underground steam distribution 8 and production wells 7, 9.

Вертикальные нагнетательные скважины 6 обустраивают для закачки теплоносителя и воды. Возможен вариант подачи воды и в пароподающую скважину 11. Приустьевые интервалы всех подземных скважин, пробуренных из галерей, крепят обсадными колоннами длиной 50-100 м, цементируют затрубное пространство и оборудуют запорной арматурой. Обсадку парораспределительных и нагнетательных скважин осуществляют для создания естественного гидравлического затвора из сконденсировавшего пара и пластовой жидкости в скважинах, который будет препятствовать прорыву пара в галереи. Обсадка добывающих скважин позволит отодвинуть момент подхода теплового фронта к галерее на конец периода разработки участка.Vertical injection wells 6 are equipped to pump coolant and water. A variant of water supply to the steam-supply well is also possible 11. The estuarine intervals of all underground wells drilled from the galleries are fastened with casing strings 50-100 m long, the annulus is cemented and equipped with shutoff valves. The casing of the steam distribution and injection wells is carried out to create a natural hydraulic shutter of condensed steam and formation fluid in the wells, which will prevent the breakthrough of steam in the gallery. The discussion of production wells will allow delaying the approach of the heat front to the gallery at the end of the development period of the site.

В нижних точках галерей 2 сооружают емкости для сбора продукции скважин и устанавливают насосы для ее откачки на поверхность, а для транспортировки добываемой жидкости по галерее от устьев скважин к емкости в подошвах галерей сооружают канавку или прокладывают трубу (на схеме не показаны).At the bottom points of galleries 2, tanks are built to collect well production and pumps are installed to pump it to the surface, and a groove or pipe is laid in the soles of the galleries to transport the produced fluid through the gallery from the mouths of the wells to the tank (not shown).

Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.

Стадия 1. Теплоноситель, например пар, одновременно подают в вертикальные нагнетательные скважины 6 и через пароподающую скважину 11 в нагнетательные скважины 10. Через нагнетательные скважины 10 осуществляют прогрев надгалерейной зоны пласта. На этой же стадии пароподающую скважину 11 соединяют с устьями парораспределительных скважин 8. Пар, закачанный в вертикальные нагнетательные скважины 6, первоначально прогревает окружающий их пласт до прорыва пара в парораспределительные скважины 8 за исключением парораспределительных скважин, пересекающих нагнетательные скважины 6. В парораспределительных скважинах, к забоям которых прорвался пар от вертикальных нагнетательных скважин 6, поток пара движется навстречу потоку пара от устьев парораспределительных скважин, подключенных к пароподающей скважине 11, активно прогревая околоствольное пространство этих скважин по всей длине. Нагнетаемый в пласт через скважины 6, 8 и 10 пар распространяется в первую очередь по высокопроницаемым зонам, где происходит теплообмен между паром и пластом. При этом пар конденсируется и под действием градиента давления конденсат, смешиваясь с разогретой подвижной нефтью, движется в направлении добывающих скважин.Stage 1. The coolant, such as steam, is simultaneously fed into the vertical injection wells 6 and through the steam supply hole 11 into the injection wells 10. Through the injection wells 10, the over-gallery zone of the formation is heated. At the same stage, the steam supplying hole 11 is connected to the mouths of the steam distribution wells 8. The steam pumped into the vertical injection wells 6 initially heats the surrounding formation until the steam breaks into the steam distribution wells 8, with the exception of the steam distribution wells crossing the injection wells 6. In the steam distribution wells, to the faces of which steam broke from the vertical injection wells 6, the steam flow moves towards the steam flow from the mouths of the steam distribution wells connected to the steam supply well 11, actively warming the borehole space of these wells along the entire length. The steam injected into the formation through the wells 6, 8 and 10 is distributed primarily in highly permeable zones where heat exchange occurs between the vapor and the formation. In this case, the steam condenses and, under the influence of a pressure gradient, the condensate, mixed with heated mobile oil, moves in the direction of the producing wells.

Стадия 2. Устья всех добывающих скважин открыты для отбора поступающей из пласта жидкости. Добывающие скважины, не прореагировавшие на закачку пара, то есть скважины, из которых не появился приток жидкости, подключают к пароподающей скважине 11 и осуществляют прогрев околоствольного пространства данных скважин в течение заданного рабочего цикла, например 30 дней. Цикл периодической эксплуатации добывающих скважин устанавливают в зависимости от промысловых условий. Затем вновь открывают устья добывающих скважин, подключенных к пароподающим скважинам. Из добывающих скважин, прореагировавших на закачку пара, осуществляют отбор жидкости, а в остальные добывающие скважины продолжают закачку пара. Циклы закачки пара в добывающие скважины продолжают до вовлечения в работу по отбору жидкости всех добывающих скважин. Это говорит об образовании раздренированной зоны пласта в приустьевых зонах добывающих скважин. На этой стадии разработки участка устанавливается гидродинамическая связь между скважинами: парораспределительными 8 и добывающими 7, нагнетательными 10 и добывающими 9, а также происходит постоянный рост дебита нефти по добывающим скважинам 7, 9. В случае прорыва пара в добывающие скважины 7, 9 по высокопроницаемым зонам эти скважины переводят на периодическую эксплуатацию в течение заданного рабочего цикла, например 30 дней, при этом темп закачки пара во все нагнетательные скважины 6 и 10 снижают до ликвидации паропроявлений в скважинах 7, 9. Циклы периодической эксплуатации добывающих скважин могут изменяться в зависимости от промысловых условий.Stage 2. The mouths of all producing wells are open for selection of fluid coming from the formation. Production wells that did not respond to steam injection, that is, wells from which no fluid flow appeared, are connected to the steam supply well 11 and the near-bore space of these wells is heated for a predetermined duty cycle, for example, 30 days. The cycle of periodic operation of production wells is set depending on the field conditions. Then again open the mouth of the production wells connected to the steam supply wells. From production wells that have reacted to the injection of steam, liquid is sampled, and steam is continued into the remaining production wells. The cycles of steam injection into production wells continue until all production wells are involved in the selection of fluids. This indicates the formation of a razdrenirovanny zone of the reservoir in the estuarine zones of production wells. At this stage of the development of the section, a hydrodynamic connection is established between the wells: steam distribution 8 and production 7, injection 10 and production 9, and there is a constant increase in oil production rate at production wells 7, 9. In case of steam breakthrough into production wells 7, 9 in highly permeable zones these wells are transferred to periodic operation during a given working cycle, for example, 30 days, while the rate of steam injection into all injection wells 6 and 10 is reduced until the liquidation of steam occurrences in wells 7, 9. The eggs of the periodic operation of production wells may vary depending on field conditions.

На этой стадии также прекращают подачу пара от пароподающей скважины 11 к парораспределительным скважинам 8. Продолжают закачку пара только в вертикальные нагнетательные скважины 6 и подземные нагнетательные скважины 10 через пароподающую скважину 11. Парораспределительные скважины 8 открывают только для спуска накопившейся в них жидкости. Для более равномерного распределения тепла по объему пласта периодически закачивают в скважины 6 и (или) 11 попутно добываемую воду, которая отбирает тепло у высокопроницаемых хорошо раздренированных и разогретых зон и переносит его в другие части пласта 1. К концу этой стадии нефтяной пласт 1 достаточно хорошо и равномерно разогрет.At this stage, the steam supply from the steam supply well 11 to the steam distribution wells is also stopped 8. The steam injection is continued only into the vertical injection wells 6 and the underground injection wells 10 through the steam supply hole 11. The steam distribution wells 8 are opened only to drain the accumulated liquid therein. For a more uniform distribution of heat throughout the reservoir, periodically produced water is pumped into wells 6 and (or) 11, which collects heat from highly permeable well-drained and heated zones and transfers it to other parts of reservoir 1. Toward the end of this stage, oil reservoir 1 is quite good and evenly warmed up.

Стадия 3. На этой стадии пар закачивают только в нагнетательные скважины 6 и 10, которые связаны с наименее разработанными участками нефтяного пласта. Все добывающие 7, 9 и парораспределительные 8 скважины, не связанные с нагнетательными скважинами 6, 10, в которые ведется закачка пара, открыты. Их переводят по мере прорыва пара на периодическую эксплуатацию. Для лучшей отмывки нефти от пород пласта закачивают в скважины 6 и (или) 11 поверхностно-активные вещества (ПАВ) и попутно добываемую воду.Stage 3. At this stage, steam is pumped only into injection wells 6 and 10, which are associated with the least developed sections of the oil reservoir. All producing 7, 9 and steam distribution 8 wells that are not associated with injection wells 6, 10, into which steam is being injected, are open. They are transferred as steam breaks into periodic operation. For better washing of oil from the formation rocks, surfactants and surplus produced water are pumped into wells 6 and (or) 11.

Пример. Заявленный способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти, содержащем нефть вязкостью до 12 Па*с. Продуктивный пласт средней толщиной 26 м залегает на глубине 200 м. Рассмотрим вариант разбуривания участка с проходкой двух галерей и обустройством ниш (фиг.3, 4). У подошвы нефтеносного пласта 1 участка разрабатываемого месторождения площадью 36 га сооружают, например, прямолинейные буровые галереи 2 длиной 600 м, сечением 10 м² с расстоянием между галереями 25 м. Ниши обустраивают в обоих боках галерей 2 по мере их проходки для установки бурового оборудования. Размер ниши определяют из условия предотвращения помех для перемещения грузов по галереям при их проходке. При использовании бурового станка ПБС-2Т глубина ниши составляет 4 м, сечение - 10 м². После образования первых ниш 12 в них устанавливают буровые станки и параллельно с работами по проходке галерей 2 осуществляют бурение подземных скважин. Это позволяет сократить время подготовительных работ на блоке примерно на 1 год. Одновременно с этим вблизи границы 5 подготавливаемого участка с поверхности земли бурят вертикальные нагнетательные скважины 6. Забои скважин 6 располагают выше подошвы нефтяного пласта, например на 1/4 его толщины. Из ниш 12 к каждой скважине 6 бурят не менее двух восходящих с различными углами наклона парораспределительных скважин 8, равномерно распределяя их по пласту и проводя их в зоне влияния скважин 6 или пересекая их, при этом забой верхней парораспределительной скважины 8 располагают под кровлей нефтяного пласта на границе участка. На прилагаемых схемах изображен вариант бурения двух ярусов парораспределительных скважин 8. Длина парораспределительных скважин 8 - до 800 м. Скважины 8 располагают в виде веера, лежащего в вертикальной плоскости, находящейся в зоне влияния или проходящей через скважину 6. Из ниш 12 также бурят ярусы восходящих с различными углами наклона добывающих скважин 7, направленных к границе участка, равномерно распределяя их по толщине пласта, при этом длина добывающих скважин 7 также примерно составляет 800 м, а зенитные углы при бурении добывающих скважин 7 соответствуют зенитным углам парораспределительных скважин 8. На прилагаемых схемах изображен вариант бурения трех ярусов добывающих скважин 7. Из первой пары ниш 12 по мере проходки галерей дополнительно бурят навстречу друг другу восходящие с различными углами наклона подземные добывающие скважины 9, располагая их равномерными ярусами в надгалерейной зоне пласта, ограниченной по площади участка вертикальными нагнетательными скважинами 6, а по высоте верхними добывающими скважинами 7 и кровлей пласта. Из следующей пары ниш по мере проходки галерей дополнительно бурят навстречу друг другу восходящие с различными углами наклона нагнетательные скважины 10, также располагая их равномерными ярусами в надгалерейной зоне пласта, ограниченной по площади участка вертикальными нагнетательными скважинами 6, а по высоте верхними парораспределительными скважинами 8 и кровлей пласта. Таким образом, линии нагнетания теплоносителя, например пара, и линии отбора добываемой жидкости располагают в разных вертикальных плоскостях, разнесенных на расстояние между соседними парами ниш 12, и последовательно чередуют их по длине галерей. Максимальный угол наклона добывающей скважины 9 и нагнетательной скважины 10 к горизонту в верхнем ярусе определяют возможностью бурового станка и толщиной пласта. Для бурового станка ПБС-2Т угол наклона составляет 20°. На прилагаемых схемах изображен вариант бурения трех ярусов добывающих скважин 9 и нагнетательных скважин 10. Верхние скважины 9 и 10 вскрывают подкровельную часть пласта 1 и при толщине пласта 26 м их длина будет составлять 76 м. Длину и угол последующих скважин выбирают из условия обеспечения равномерного охвата пласта по толщине и площади прогревом и дренированием. После проходки галерей 2, образования ниш 12 и бурения подземных добывающих скважин 7 и 9, парораспределительных скважин 8 и нагнетательных скважин 6, 10 в каждую галерею бурят пароподающую скважину 11 и соединяют их с подземными нагнетательными скважинами 10. Приустьевые интервалы всех скважин, пробуренных из галерей, крепят обсадными колоннами длиной 50-100 м, цементируют затрубное пространство и оборудуют запорной арматурой. Вертикальные нагнетательные скважины 6 обустраивают для закачки теплоносителя и воды. Возможен вариант подачи воды и в пароподающую скважину 11.Example. The claimed method can be implemented on the Yaregskoye field of high viscosity oil containing oil with a viscosity of up to 12 Pa * s. A productive stratum with an average thickness of 26 m lies at a depth of 200 m. Consider the option of drilling a site with the passage of two galleries and the arrangement of niches (Figs. 3, 4). For example, rectilinear drilling galleries 2 with a length of 600 m, a cross-section of 10 m ² with a distance between galleries of 25 m, are constructed at the bottom of the oil-bearing formation 1 of a 36-hectare oil field in the both sides of the galleries 2 as they are drilled to install drilling equipment. The size of the niche is determined from the condition for preventing interference with the movement of goods through galleries during their passage. When using the PBS-2T drilling rig, the depth of the niche is 4 m, the cross section is 10 m ² . After the formation of the first niches 12, drilling rigs are installed in them and, in parallel with the work on driving the galleries 2, underground wells are drilled. This allows you to reduce the time of preparatory work on the block by about 1 year. At the same time, vertical injection wells 6 are drilled from the surface of the earth near the boundary 5 of the prepared section 6. The bottom faces of the wells 6 are located above the bottom of the oil reservoir, for example, by 1/4 of its thickness. From niches 12 to each well 6, at least two steam distribution wells 8, ascending with different angles of inclination, are drilled, evenly distributing them across the formation and conducting them in the influence zone of the wells 6 or crossing them, while the bottom of the upper steam distribution well 8 is located under the roof of the oil reservoir the border of the site. The accompanying diagrams show the option of drilling two tiers of steam distribution wells 8. The length of steam distribution wells 8 is up to 800 m. Wells 8 are arranged in the form of a fan lying in a vertical plane located in the influence zone or passing through the well 6. From the niches 12, the ascending tiers are also drilled. with different angles of inclination of the production wells 7, directed towards the boundary of the site, evenly distributing them over the thickness of the reservoir, while the length of the production wells 7 is also approximately 800 m, and zenith angles when drilling production sk azhin 7 correspond to the zenith angles of the steam distribution wells 8. The attached diagrams show the option of drilling three tiers of production wells 7. From the first pair of niches 12, as the galleries are drilled, additional underground production wells 9 ascending with different angles of inclination are arranged, placing them with uniform tiers in the over-gallery zone of the formation, limited by the area of the plot by vertical injection wells 6, and by height by the upper producing wells 7 and the roof of the formation. From the next pair of niches, as the galleries are drilled, additionally drill wells 10 ascending with different angles of inclination are drilled towards each other, also having uniform tiers in the over-gallery zone of the reservoir, limited by the area of the plot by vertical injection wells 6, and by height by the upper steam distribution wells 8 and the roof layer. Thus, the injection lines of a coolant, such as steam, and the extraction line of the produced fluid are located in different vertical planes spaced apart by adjacent pairs of niches 12, and alternately alternate along the length of the galleries. The maximum angle of inclination of the producing well 9 and the injection well 10 to the horizon in the upper tier is determined by the possibility of the drilling rig and the thickness of the formation. For the PBS-2T drilling rig, the angle of inclination is 20 ° . The accompanying diagrams show the option of drilling three tiers of production wells 9 and injection wells 10. The upper wells 9 and 10 reveal the subroofing part of formation 1 and with a thickness of formation of 26 m, their length will be 76 m. The length and angle of subsequent wells should be chosen to ensure uniform coverage layer thickness and area by heating and drainage. After the passage of the galleries 2, the formation of niches 12 and the drilling of underground production wells 7 and 9, steam distribution wells 8 and injection wells 6, 10, a steam supply well 11 is drilled into each gallery and connected to underground injection wells 10. Wellhead intervals of all wells drilled from the galleries fasten with casing strings 50-100 m long, annular space is cemented and equipped with shutoff valves. Vertical injection wells 6 are equipped for pumping coolant and water. A variant of water supply to the steam supply well 11 is also possible.

После окончания обустройства участка через скважины 6 и 11 в пласт от котельной или парогенераторов подают теплоноситель, например пар, и ведут разработку участка по вышеуказанной технологии. Добываемую жидкость из подземных скважин 7, 9 транспортируют по специальной канавке в галереях 2 или по трубопроводу, проложенному галереях 2, в сборные емкости. Из сборной емкости жидкость откачивают с помощью насосов на поверхность для дальнейшей подготовки и транспортировки на нефтеперерабатывающий завод.After the completion of the site through the wells 6 and 11, a coolant, such as steam, is supplied to the formation from the boiler room or steam generators, and the site is being developed using the above technology. The produced fluid from the underground wells 7, 9 is transported through a special groove in the galleries 2 or through the pipeline laid by the galleries 2, to the collection tanks. From the collection tank, the liquid is pumped to the surface with the help of pumps for further preparation and transportation to the oil refinery.

Все месторождение отрабатывается одновременно или последовательно отдельными участками.The entire field is mined simultaneously or sequentially in separate sections.

Изобретение по сравнению с прототипом благодаря взаимосвязи поверхностных нагнетательных и пароподающих скважин с подземными скважинами обеспечивает благоприятные условия для активизации разогрева всего объема пласта, более быстрого установления гидродинамической связи между скважинами, а также регулирования теплового режима пласта, что обеспечивает существенное повышение коэффициента нефтеизвлечения и, как результат, сокращение срока вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и сокращение срока разработки всего месторождения.The invention, compared with the prototype, due to the relationship of surface injection and steam supply wells with underground wells, provides favorable conditions for activating the heating of the entire volume of the formation, more quickly establishing a hydrodynamic connection between the wells, and also regulating the thermal regime of the formation, which provides a significant increase in the oil recovery coefficient and, as a result , reducing the time to develop the developed section to the design level of oil production and shortening the development period Ki of the entire field.

Claims

1. The combined method of thermal mining of a highly viscous oil field, including pumping coolant through vertical injection wells drilled from the surface near the boundary of the developed field, heating the formation through drilled from a gallery located in or below the productive oil reservoir, steam distribution wells located in the influence zone injection wells or intersecting them, and fluid withdrawal through production wells drilled from the gallery to the site boundary, characterized in that in addition, upstream injection and production wells are drilled from the gallery in various vertical planes in the super-gallery area bounded by vertical injection wells, the top of the formation and, accordingly, upper steam distribution wells or upper production wells directed to the site boundary, a steam supply well is drilled from the surface into the gallery and connect it to underground injection wells, additionally pump coolant through them through steam the supply well, and the selection of fluid is carried out simultaneously from all producing wells.

2. The method according to claim 1, characterized in that the steam supply well in the initial period of development is additionally connected to the mouths of the steam distribution wells and the coolant is pumped into them.

3. The method according to claim 1, characterized in that the steam supply well in the initial period of development is additionally connected to the mouths of production wells that have not responded to the injection of coolant into the formation, and they carry out a cyclic injection of the coolant, while the coolant injection cycles continue until they are involved in fluid sampling of all producing wells.