RU2431746C1 - Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of double well head horizontal wells - Google Patents
Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of double well head horizontal wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2431746C1 RU2431746C1 RU2010117144/03A RU2010117144A RU2431746C1 RU 2431746 C1 RU2431746 C1 RU 2431746C1 RU 2010117144/03 A RU2010117144/03 A RU 2010117144/03A RU 2010117144 A RU2010117144 A RU 2010117144A RU 2431746 C1 RU2431746 C1 RU 2431746C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- oil
- reservoir
- horizontal
- double
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке тяжелой нефти или битума.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the development of heavy oil or bitumen.
Известен способ добычи вязкой нефти при тепловом воздействии на пласт (Патент RU №2211318, МПК 7 E21B 43/24, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2003), включающий бурение непрерывной, двухустьевой скважины с образованием ее выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку и цементаж обсадной колонны по всей длине, перфорирование обсадной колонны в горизонтальном участке, установку внутри обсадной колонны насосно-компрессорных труб с центраторами, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб с входного и выходного участков, отбор разжиженной нефти по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку.A known method of producing viscous oil during thermal exposure to the reservoir (Patent RU No. 2211318, IPC 7 E21B 43/24, published in Bulletin No. 24 of 08/27/2003), including drilling a continuous, double-well well with the formation of its output section upward with an inclination from the reservoir to the surface, installation and cementing of the casing along the entire length, perforation of the casing in a horizontal section, installation of tubing with centralizers inside the casing, supply of coolant through the tubing from the input and output sections, the selection of liquefied oil in the output section while continuing to pump coolant in the input section.
Недостатком известного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как при закачке пара и одновременном отборе нефти из скважины происходят прорывы пара, а также охлаждение пара и конденсация в виде воды в нижних, горизонтальных участках скважины.The disadvantage of this method is the lack of oil recovery efficiency, since steam injection and simultaneous extraction of oil from the well cause steam breakouts, as well as steam cooling and condensation in the form of water in the lower horizontal sections of the well.
Известен способ разработки неоднородной нефтебитумной залежи (Патент RU №2287678, E21B 43/24, 33/13, опубл. в бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, притом что выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины, создавая тем самым пару двухустьевых горизонтальных скважин, на соседнем участке залежи строят аналогичную пару двухустьевых горизонтальных скважин, пары двухустьевых горизонтальных скважин проводят отдельно, охватывая наиболее продуктивные зоны залежи, режимы работы пар двухустьевых горизонтальных скважин по закачке устанавливают с учетом особенностей каждого участка залежи, закачку теплоносителя осуществляют в верхние нагнетательные двухустьевые горизонтальные скважины с обоих устьев, отбор продукции из добывающих двухустьевых горизонтальных скважин производят свабным насосом, причем свабные насосы соседних добывающих двухустьевых горизонтальных скважин связывают друг с другом.A known method of developing a heterogeneous oil bitumen reservoir (Patent RU No. 2287678, E21B 43/24, 33/13, published in Bulletin No. 32 of 11/20/2006), including the construction of a producing double-well horizontal well and selection of products, while higher than the producing double-well horizontal wells, thereby creating a pair of double-well horizontal wells, a similar pair of double-well horizontal wells is being built in the adjacent section of the reservoir, pairs of double-well horizontal wells are carried out separately, covering the most productive zones of the reservoir, operating modes bots of pairs of double-mouth horizontal wells for injection are set taking into account the characteristics of each section of the reservoir, the coolant is pumped into the upper injection double-mouth horizontal wells from both mouths, the selection of products from producing double-mouth horizontal wells is carried out with a swab pump, and the swab pumps of adjacent producing double-mouth horizontal wells are connected friend.
Недостатком данного способа является ограниченность применения, осуществление его возможно только при наличии рядом расположенных пар двухустьевых нагнетательных и добывающих скважин.The disadvantage of this method is the limited application, its implementation is possible only if there are adjacent pairs of dual-well injection and production wells.
Наиболее близким техническим решением является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (Патент RU №2340768, МПК 8 E21B 43/24, опубл. в бюл. №32 от 10.12.2008 г.), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, отличающийся тем, что 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 в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).The closest technical solution is a method of developing a heavy oil or bitumen field using double-well horizontal wells (Patent RU No. 2340768, IPC 8 E21B 43/24, published in Bulletin No. 32 of December 10, 2008), including the injection of coolant through the double well horizontal injection well, heating the producing formation with the creation of a steam chamber and selecting products through a two-mouth horizontal production well, characterized in that heating of the producing formation begins with steam injection into both wells, heating they cut the cross-hole zone of the formation, reduce the viscosity of oil or bitumen, and create a steam chamber by pumping the coolant with the possibility of punching the latter to the top of the reservoir and increasing the size of the steam chamber during production selection, in which thermograms of the steam chamber are taken, and the state of its heating for uniformity of heating is analyzed and the presence of temperature peaks, and taking into account the obtained thermograms, they uniformly heat the steam chamber by changing the direction of filtration and / or the heat injection modes carrier and product selection, while the volume of coolant pumped through the mouth of the injection well and / or product selection through the mouth of the producing well is changed in the ratio,%: (10-90) :( 90-10).
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, большие финансовые и материальные затраты на осуществление способа, связанные с тем, что термодатчики на кабеле размещены по всей длине стволов двухустьевых скважин;- firstly, the large financial and material costs of implementing the method associated with the fact that the temperature sensors on the cable are placed along the entire length of the shafts of the double-well wells;
- во-вторых, в процессе осуществления способа необходим постоянный контроль за температурным режимом в паровой камере, так как о прорыве теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины судят по показаниям термодатчиков, на основе которых строят термограммы паровой камеры, производят их анализ, на основании которого изменяют направление фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции.- secondly, during the implementation of the method, constant monitoring of the temperature regime in the steam chamber is necessary, since the breakthrough of the coolant in the horizontal section of the producing well is judged by the readings of the temperature sensors, based on which the thermograms of the steam chamber are built, their analysis is made, based on which direction of filtration and / or modes of coolant injection and product selection.
Задачами изобретения являются сокращение финансовых и материальных затрат на осуществление способа с возможностью термогазохимического воздействия на нефтяной пласт в интервале горизонтального участка.The objectives of the invention are to reduce financial and material costs for the implementation of the method with the possibility of thermogasochemical effects on the oil reservoir in the interval of the horizontal section.
Поставленная техническая задача решается способом разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин, включающим строительство двухустьевых верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку парогазогенератора (продукты сгорания жидкого топлива с присутствием водяного пара) через нагнетательную скважину с прогревом пласта и отбор продукции через щелевой фильтр добывающей скважины.The stated technical problem is solved by the method of developing a heavy oil or bitumen deposit using horizontal double-well wells, including the construction of double-well upper injection and lower production wells with horizontal sections located one above the other, injection of a gas and steam generator (liquid fuel combustion products with the presence of water vapor) through an injection well with heating of the reservoir and selection of products through the slit filter of the producing well.
Новым является то, что в качестве теплоносителя используется перегретый пар, смешанный с продуктами сгорания горючего топлива, который закачивают через одно из устьев нагнетательной колонны, при этом осуществляют отбор сконденсировавшейся на внутренней поверхности нагнетательной колонны влаги через другое устье.What is new is that superheated steam mixed with the products of combustion of combustible fuel, which is pumped through one of the mouths of the injection column, is used as a coolant, while moisture condensed on the inner surface of the injection column is taken through another mouth.
Новым является также то, что при снижении суммарного отбора продукции пласта более чем в два раза, за период не более трех месяцев, одно из устьев добывающей скважины герметизируют, а через другое устье закачивают нефтесилорную эмульсию в объеме, превышающем не менее чем в два раза объем горизонтального ствола добывающей колонны, после технологической выдержки закачку теплоносителя и отбор продукции осуществляют в обычном режиме.Also new is the fact that when the total production selection is reduced by more than two times, for a period of not more than three months, one of the mouths of the producing well is sealed, and oil-emulsion emulsion is pumped through the other mouth in a volume exceeding at least two times the volume horizontal barrel of the production column, after technological exposure, the coolant is injected and the products are selected in the usual mode.
На чертеже схематично представлен предлагаемый способ.The drawing schematically shows the proposed method.
По мере ухудшения коллекторских свойств призабойной зоны и (или) засорения фильтра с левой стороны добывающая скважина до горизонтального участка герметизируется, например устанавливается пакер, а с правой стороны добывающей скважины через щелевой фильтр закачивается нефтесилорная эмульсия, которая очищает изнутри щели фильтра, сцепляет песок и прочие механические примеси за фильтром в призабойной зоне, присутствующая в нефтесилорной эмульсии нефть создает в однородной среде поровые каналы, тем самым улучшает коллекторские свойства пласта в призабойной зоне. Предложенный способ осуществляется следующим образом.As the collector properties of the bottom-hole zone deteriorate and (or) the filter becomes clogged, the production well is sealed to the horizontal section, for example, a packer is installed, and an oil-emulsion emulsion is pumped through the slotted filter on the right side of the production well, which cleans the filter slots from the inside, interlocks sand and others mechanical impurities behind the filter in the bottom-hole zone, oil present in the oil-emulsion emulsion creates pore channels in a homogeneous medium, thereby improving reservoir properties formation in the bottomhole zone. The proposed method is as follows.
Сначала производят строительство верхней двухустьевой нагнетательной скважины 1 и нижней двухустьевой добывающей скважины 2 с горизонтальными участками 3 и 4 соответственно, расположенными друг над другом и вскрывающими продуктивный пласт 5 с тяжелой нефтью или битумом. При строительстве двухустьевой нагнетательной скважины 1 ее горизонтальный участок 3 выполняют в виде перфорированной обсадной колонны 6.First, the construction of the upper double-well injection well 1 and the lower double-well production well 2 with
При строительстве двухустьевой добывающей скважины 2 на поверхности ее обвязывают с парогазогенераторной установкой 15, а горизонтальный участок скважины 4 оборудуют секциями скважинных щелевых фильтров 7.During the construction of a two-wellhead producing well 2 on the surface, it is tied with a steam and
Скважинный щелевой фильтр 7, например в 168 мм, представляет собой цилиндрическую конструкцию, изготовленную из профилированных проволочных элементов. Проволочные элементы треугольного сечения в точках соприкосновения расположены по всей длине зоны перфорации трубы. Основу скважинного щелевого фильтра 7 составляют фильтроэлементы 8, выполненные из высокоточной V-образной конструкции, выполненной из нержавеющей стали марок AISI 304, AISI 316, чтобы исключить любую вероятность возникновения коррозии в фильтре.The downhole slotted
Степень фильтрации определяется опытным путем, поэтому размер щели фильтроэлемента 8 составляет 0,15 мм. Размер щели фильтроэлемента 8 позволяет проникать нефтяному флюиду, не ухудшая работу скважинного оборудования. Количество фильтроэлементов 8 фильтра 7 зависит от длины горизонтального участка 4 двухустьевой добывающей скважины.The degree of filtration is determined empirically, therefore, the size of the slit of the
Далее двухустьевую нагнетательную скважину 1 снабжают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 9 с пакерами 10 и 10' и горизонтальным перфорированным участком 11.Next, the double-well injection well 1 is equipped with a
Двухустьевая нагнетательная скважина 1 используется для закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5, а двухустьевая добывающая скважина 2 используется для добычи тяжелой нефти или битума из продуктивного пласта 5.The double-well injection well 1 is used to pump the coolant into the producing
В двухустьевую добывающую скважину 2 с каждой из сторон спускают соответственно колонну НКТ 12 и 12' с пакером 13 и 13' погружным насосом 14 и 14' на конце. Погружные насосы 14 и 14', например, могут быть винтовыми.A
Далее начинают осуществлять закачку теплоносителя (продукты сгорания горючего топлива и перегретый пар) от парогазогенератора 15 в продуктивный пласт 5 по колонне НКТ 9 через его горизонтальный перфорированный участок 11 и горизонтальный участок 3 двухустьевой нагнетательной скважины 1, выполненный в виде перфорированной обсадной колонны 6.Next, they begin to pump the coolant (products of combustion of combustible fuel and superheated steam) from the
В зависимости от проницаемости продуктивного пласта 5 подбирают давление нагнетания и в зависимости от эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта 5 определяют объем нагнетаемого теплоносителя, при этом происходит прогревание продуктивного пласта 5 с созданием паровой камеры (на чертеже не показана).Depending on the permeability of the
Отбор разогретой тяжелой нефти или битума осуществляют с помощью погружных насосов 14 и 14', причем разогретая тяжелая нефть или битум из продуктивного пласта 5 попадает в щелевой фильтр 7 горизонтального участка 4 двухустьевой добывающей скважины 2. Разогретая тяжелая нефть или битум, попав в щелевой фильтр 7, протекает между витками фильтроэлемента 8 и через перфорированную трубу меньшего диаметра попадает сначала внутрь фильтра 7 горизонтального участка 4 двухустьевой добывающей скважины 2 и далее на прием погружных насосов 14 и 14', которые перекачивают тяжелую нефть или битум на дневную поверхность.The selection of heated heavy oil or bitumen is carried out using
По мере ухудшения коллекторских свойств призабойной зоны и (или) засорения фильтра с левой стороны добывающей скважины до горизонтального участка спускается и устанавливается пакер 13, а с правовой стороны добывающей скважины по НКТ через щелевой фильтр 7 закачивается нефтесилорная эмульсия 14 и полуторным объемом перепродавливается в пласт 5 пластовой водой или нефтью.As the reservoir properties of the bottomhole zone deteriorate and (or) the filter becomes clogged, the
Перепродавливаемая нефтесилорная эмульсия 14 очищает изнутри щели фильтра 7, сцепляет песок и прочие механические примеси за фильтром 7 в призабойной зоне. Присутствующая в составе нефтесилорной эмульсии нефть создает поровые каналы в однородном нефтеносном пласте, тем самым улучшает коллекторские свойства пласта в призабойной зоне.A resellable oil-
После обработки и технологической выдержки нефтеносного пласта 5, добыча осуществляется в обычном режиме.After processing and technological exposure of the
Предлагаемый способ позволяет продлить межремонтный период погружного насоса, что позволяет повысить надежность работы устройства.The proposed method allows to extend the overhaul period of a submersible pump, which improves the reliability of the device.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010117144/03A RU2431746C1 (en) | 2010-04-29 | 2010-04-29 | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of double well head horizontal wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010117144/03A RU2431746C1 (en) | 2010-04-29 | 2010-04-29 | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of double well head horizontal wells |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2431746C1 true RU2431746C1 (en) | 2011-10-20 |
Family
ID=44999230
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010117144/03A RU2431746C1 (en) | 2010-04-29 | 2010-04-29 | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of double well head horizontal wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2431746C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2498059C1 (en) * | 2012-05-12 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil lifting or thermal formation treatment and device for its implementation |
RU2520109C1 (en) * | 2012-12-28 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Development method of deposits with high-viscosity oils by means of system of horizontal inclined wells |
-
2010
- 2010-04-29 RU RU2010117144/03A patent/RU2431746C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2498059C1 (en) * | 2012-05-12 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil lifting or thermal formation treatment and device for its implementation |
RU2520109C1 (en) * | 2012-12-28 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Development method of deposits with high-viscosity oils by means of system of horizontal inclined wells |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
RU2522369C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones | |
RU2410534C1 (en) | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit by using two-head horizontal wells | |
RU2527051C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect | |
RU2407884C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
RU2442883C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil reserves | |
RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
RU2582529C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
RU2398103C1 (en) | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit with control of well production drawdown | |
RU2468194C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections | |
RU103845U1 (en) | DEVICE FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OIL OR BITUMEN | |
RU2473796C1 (en) | Development method of superviscous oil deposit in layer-by-layer non-homogeneous manifold with partial vertical connectivity | |
RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
RU2527984C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
RU2274741C1 (en) | Oil field development method | |
RU2431746C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of double well head horizontal wells | |
RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
RU2413068C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
RU2398104C2 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposits | |
RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
RU2310744C1 (en) | Method for heavy and/or highly-viscous hydrocarbon production from underground deposit | |
RU2431745C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of two well head horizontal wells | |
RU2225942C1 (en) | Method for extraction of bituminous deposit |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170430 |