RU2436943C1 - Procedure for extraction of high viscous oil from deviating hole by method of steam cyclic pumping into reservoir - Google Patents
Procedure for extraction of high viscous oil from deviating hole by method of steam cyclic pumping into reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2436943C1 RU2436943C1 RU2010122747/03A RU2010122747A RU2436943C1 RU 2436943 C1 RU2436943 C1 RU 2436943C1 RU 2010122747/03 A RU2010122747/03 A RU 2010122747/03A RU 2010122747 A RU2010122747 A RU 2010122747A RU 2436943 C1 RU2436943 C1 RU 2436943C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- section
- well
- oil
- filter
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к термическим способам добычи нефти или битума из одиночной горизонтальной скважины.The invention relates to the oil industry, to thermal methods of oil or bitumen production from a single horizontal well.
Известен способ разработки и добычи высоковязкой нефти (заявка РФ №2007122922/03 Е21В 43/24, опубл. 27.12.2008), включающий бурение этажной горизонтальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости, при этом окна зарезки горизонтальных стволов располагаются в нефтенасыщенном пласте на расстоянии 8-10 м друг от друга, а вытеснение вязкой нефти или битума производится с помощью закачки теплоносителя. Горизонтальные стволы бурятся по восходящей траектории и размещаются по направлению к купольной части залежи, забой каждого ствола располагается выше окна зарезки. Закачка теплоносителя ведется через насосно-компрессорные трубы (НКТ) верхнего горизонтального ствола, а отбор жидкости - через НКТ нижнего горизонтального.A known method for the development and production of highly viscous oil (RF application No. 2007122922/03 ЕВВ 43/24, published on December 27, 2008), which includes drilling a horizontal floor well with two horizontal shafts in one vertical plane, while the horizontal shank windows are located in oil-saturated formation at a distance of 8-10 m from each other, and the displacement of viscous oil or bitumen is carried out by pumping the coolant. Horizontal trunks are drilled along an ascending path and are placed towards the domed part of the reservoir, the bottom of each trunk is located above the cutoff window. The coolant is pumped through tubing of the upper horizontal wellbore, and the fluid is taken through the lower horizontal tubing.
Недостатками данного способа являются высокая стоимость бурения этажной горизонтальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости, сложность монтажа спускаемого оборудования. Обязательная направленность бурения скважины в сторону купольной части залежи ограничивает выбор разрабатываемого участка.The disadvantages of this method are the high cost of drilling a floor horizontal well with the placement of two horizontal shafts in one vertical plane, the complexity of the installation of lowered equipment. The obligatory direction of well drilling towards the domed part of the reservoir limits the choice of the developed area.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины (пат. РФ №2067168, Е21В 43/24, опубл, 27.09.1996), включающий добычу высоковязкой нефти методом циклической закачки теплоносителя в конечную часть ствола горизонтальной скважины и отбором жидкости из отделенной пакером зоны закачки пара ближайшего участка. Способ реализуется следующим образом: по кольцевым образующим в начале и в конце горизонтальной части участка эксплуатационной колонны скважины производится перфорация, к ближайшему к забою интервалу перфорации спускаются НКТ, снабженные пакерным устройством, разобщающим горизонтальный ствол скважины между этими двумя группами перфорации. Теплоноситель закачивается по НКТ в пласт через удаленную зону перфорации, а жидкость отбирается из ближней от устья зоны перфорации. Транспорт жидкости на поверхность производится по кольцевому межтрубному пространству скважины.The closest in technical essence to the proposed method is a method of thermal displacement of oil from a horizontal well (US Pat. RF No. 2067168, ЕВВ 43/24, publ. 09/27/1996), including the production of highly viscous oil by cyclic injection of coolant into the final part of the horizontal well bore and selection of liquid from the steam injection zone of the nearest section separated by the packer. The method is implemented as follows: perforation is carried out along the annular generators at the beginning and at the end of the horizontal part of the well production casing section, tubing equipped with a packer device separating the horizontal wellbore between these two perforation groups descends to the closest perforation interval. The coolant is pumped through the tubing into the formation through a remote perforation zone, and the fluid is taken from the perforation zone closest to the mouth. Liquid is transported to the surface along the annular annular space of the well.
Способ имеет следующие недостатки:The method has the following disadvantages:
- закачка теплоносителя и подъем жидкости на поверхность производится по не теплоизолированным НКТ, в результате этого в межтрубном пространстве происходит интенсивный теплообмен закачиваемого теплоносителя с добываемой жидкостью и жидкостью, находящейся в межтрубном пространстве, что приводит к большим тепловым потерям и снижению температуры закачиваемого агента;- the coolant is injected and the liquid is lifted to the surface via a non-insulated tubing, as a result of which an intensive heat exchange of the injected coolant with the produced fluid and the fluid located in the annulus occurs in the annulus, which leads to large heat losses and a decrease in the temperature of the injected agent;
- в предложенном способе предусматривается только фонтанный способ подъема жидкости на поверхность по межтрубному пространству.- in the proposed method provides only a fountain method of lifting liquid to the surface along the annulus.
Техническими задачами изобретения являются снижение материальных и энергетических затрат за счет бурения единичной наклонно направленной скважины, а также увеличение дебита скважины, реализуемое механизированным отбором жидкости.The technical objectives of the invention are to reduce material and energy costs due to the drilling of a single directional well, as well as to increase the flow rate of the well realized by mechanized fluid withdrawal.
Поставленная задача решается способом добычи высоковязкой нефти из наклонно направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт, включающим бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки теплоносителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти.The problem is solved by a method of producing highly viscous oil from a directional well by cyclic injection of steam into the formation, including drilling an upstream section of the well in the production well, placement of tubing strings in this section with centralizers for cyclic coolant injection through them and a production string with a pump for oil selection.
Новым является то, что забой восходящего участка располагают ниже кровли не менее 2 м, и перед спуском колонны труб, которые выполняют теплоизолированными, восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в эксплуатационной колонне скважины выше фильтра в пределах подошвенной части продуктивного пласта, но ниже забоя восходящего участка.The new fact is that the bottom of the ascending section is located at least 2 m below the roof, and before the descent of the pipe string that is thermally insulated, the ascending section of the well is equipped with a filter with two exposed zones at the beginning and end of this section, and the annulus between the filter and the pipe string and between the exposed areas isolate the packer, while the pump is located in the production casing of the well above the filter within the plantar of the reservoir, but below the bottom of the ascending section.
На чертеже изображена схема наклонно направленной скважины в разрезе нефтяного пласта.The drawing shows a diagram of a directional well in the context of an oil reservoir.
Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.
Производится наклонное бурение ствола 1 скважины под эксплуатационную колонну 2 до глубины ниже кровли 3 пласта 4 не менее 2 м. Спускается эксплуатационная колонна 2, производится цементаж затрубного пространства 5. Меньшим диаметром долота производится бурение восходящего участка 6 ствола скважины по наклонно направленной восходящей траектории, при этом максимальный угол кривизны расположен в подошвенной части 7 продуктивного пласта 4, далее проводка восходящего участка 6 ствола 1 скважины ведется с углом подъема не менее 5-8° от подошвы 7 к кровле 3 с установкой забоя 8 скважины на расстоянии не менее 2 м по вертикали ниже кровли продуктивного пласта 4.Oblique drilling of the
Производится спуск фильтра 9 с двумя вскрытыми зонами перфорации 10, 10' в конце и начале восходящего участка скважины 6.The
Спускаются теплоизолированные НКТ 11, снабженные термостойким пакером 12, разобщающим восходящий участок скважины с двумя вскрытыми зонами, которые расположены в начале и конце этого участка 6. Выше вскрытой зоны перфорации 10, но ниже забоя 8 (для получения максимального притока разогретой нефти за счет гравитационных сил) спускается электроцентробежный насос 13 на НКТ 14 с термопарным кабелем (на чертеже не указан) для контроля температуры на приеме насоса.Heat-insulated
Уклон восходящего участка 6 ствола скважины 1 от кровли 3 к подошве 6 пласта 4 позволяет разогретой нефти под воздействием гравитационных сил стекать к нижней вскрытой зоне 10 ствола скважины 1.The slope of the ascending
Применение теплоизолированных НКТ 11 снижает тепловые потери закачиваемого пара, а отсутствие нагрева внешней поверхности НКТ 11 дает возможность использовать электроцентробежный насос 13 серийного типа, который находится в допустимых температурных условиях эксплуатации в период закачки пара в пласт 4.The use of heat-insulated
Закачивается расчетное количество теплоносителя в удаленную вскрытую зону 10' по колонне теплоизолированных НКТ 11. Выдерживается определенный промежуток времени для распределения тепла в пласте 4 и производится отбор жидкости насосом 13 по НКТ 14 до допустимого снижения дебита, после чего цикл закачки пара по колонне теплоизолированных труб 11 повторяется.The calculated amount of coolant is pumped into a remote exposed zone 10 'along the column of heat-insulated
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
На участке залежи высоковязкой нефти в пласте 4 пробурили скважину с восходящим участком 6. Осуществили ее обустройство. Уточнили коллекторские и тепловые свойства вскрытого пласта 4. На основании изученных и уточненных коллекторских свойств была построена стационарная геологическая модель пласта 4. Участок разработки залежи, на котором была смоделирована заявляемая технология, имеет геометрические размеры 200×100×15 м. Средняя толщина пласта равна 15 м.A well with an ascending
В наклонно направленную скважину 1 обеспечили подачу пара. После прогрева и начала создания паровой камеры подачу пара в скважину 1 прекратили и начали отбор жидкости насосом 13 по НКТ 14.In the
Для базы сравнения был рассчитан вариант с использованием одиночной горизонтальной скважины с длиной горизонтального ствола 200 м. Результаты расчетов показали, что эффективность предлагаемого способа выше: максимально достигаемый коэффициент нефтеотдачи больше на 5%, полученный по модели максимальный дебит нефти составил 8 т/сут против 3 т/сут при использовании горизонтальных в вертикальной плоскости скважин.For the comparison base, the option was calculated using a single horizontal well with a horizontal bore length of 200 m. The calculation results showed that the efficiency of the proposed method is higher: the maximum oil recovery coefficient is 5% higher; the maximum oil production rate obtained according to the model was 8 tons / day versus 3 t / day using horizontal horizontal wells.
Таким образом, в отличие от применения технологии закачки пара в горизонтальные скважины, предлагаемый способ за счет применения теплоизолированных НКТ, особого профиля скважины и механизированного способа добычи позволяет снизить материальные и энергетические затраты и получить более высокий темп отбора жидкости со скважины.Thus, in contrast to the application of technology for injecting steam into horizontal wells, the proposed method due to the use of heat-insulated tubing, a special profile of the well and a mechanized production method allows to reduce material and energy costs and to obtain a higher rate of fluid withdrawal from the well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010122747/03A RU2436943C1 (en) | 2010-06-03 | 2010-06-03 | Procedure for extraction of high viscous oil from deviating hole by method of steam cyclic pumping into reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010122747/03A RU2436943C1 (en) | 2010-06-03 | 2010-06-03 | Procedure for extraction of high viscous oil from deviating hole by method of steam cyclic pumping into reservoir |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2436943C1 true RU2436943C1 (en) | 2011-12-20 |
Family
ID=45404376
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010122747/03A RU2436943C1 (en) | 2010-06-03 | 2010-06-03 | Procedure for extraction of high viscous oil from deviating hole by method of steam cyclic pumping into reservoir |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2436943C1 (en) |
Cited By (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2481466C1 (en) * | 2012-07-05 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for oil production |
RU2580330C1 (en) * | 2015-04-15 | 2016-04-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of developing oil reservoir |
CN105569625A (en) * | 2014-11-10 | 2016-05-11 | 中国石油化工股份有限公司 | Underground steam flow dryness distribution and regulation device |
RU2594027C1 (en) * | 2015-07-07 | 2016-08-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of well development of oil reservoir area |
RU2595032C1 (en) * | 2015-04-29 | 2016-08-20 | Асгар Маратович Валеев | Downhole pump unit for production of bituminous oil |
RU2599118C1 (en) * | 2015-10-28 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
RU2622418C1 (en) * | 2016-04-06 | 2017-06-15 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of oil formation development |
RU2625125C1 (en) * | 2016-06-11 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Excavation method of bituminic deposits with gas cap |
RU2639003C1 (en) * | 2016-11-22 | 2017-12-19 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Method for production of high-viscosity oil |
RU2646902C1 (en) * | 2017-03-24 | 2018-03-12 | Александр Иосифович Пономарев | Method for development of high-viscosity oil deposit |
RU2688821C1 (en) * | 2018-07-13 | 2019-05-22 | Ильдар Зафирович Денисламов | Multifunctional well for extraction of high-viscosity oil |
RU2773651C1 (en) * | 2021-08-05 | 2022-06-06 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Borehole pumping unit for the extraction of bituminous oil |
-
2010
- 2010-06-03 RU RU2010122747/03A patent/RU2436943C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2481466C1 (en) * | 2012-07-05 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for oil production |
CN105569625B (en) * | 2014-11-10 | 2018-03-16 | 中国石油化工股份有限公司 | Underground steam flow mass dryness fraction distributes regulation device |
CN105569625A (en) * | 2014-11-10 | 2016-05-11 | 中国石油化工股份有限公司 | Underground steam flow dryness distribution and regulation device |
RU2580330C1 (en) * | 2015-04-15 | 2016-04-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of developing oil reservoir |
RU2595032C1 (en) * | 2015-04-29 | 2016-08-20 | Асгар Маратович Валеев | Downhole pump unit for production of bituminous oil |
RU2594027C1 (en) * | 2015-07-07 | 2016-08-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of well development of oil reservoir area |
RU2599118C1 (en) * | 2015-10-28 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
RU2622418C1 (en) * | 2016-04-06 | 2017-06-15 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of oil formation development |
RU2625125C1 (en) * | 2016-06-11 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Excavation method of bituminic deposits with gas cap |
RU2639003C1 (en) * | 2016-11-22 | 2017-12-19 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Method for production of high-viscosity oil |
RU2646902C1 (en) * | 2017-03-24 | 2018-03-12 | Александр Иосифович Пономарев | Method for development of high-viscosity oil deposit |
RU2688821C1 (en) * | 2018-07-13 | 2019-05-22 | Ильдар Зафирович Денисламов | Multifunctional well for extraction of high-viscosity oil |
RU2773651C1 (en) * | 2021-08-05 | 2022-06-06 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Borehole pumping unit for the extraction of bituminous oil |
RU2791828C1 (en) * | 2022-07-28 | 2023-03-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for producing high-viscosity oil using a pair of wells |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2436943C1 (en) | Procedure for extraction of high viscous oil from deviating hole by method of steam cyclic pumping into reservoir | |
RU2350747C1 (en) | Method of oil deposit development | |
RU2455475C1 (en) | Method of development of high-viscosity oil fields with strata of small thickness by way of cyclic injection of solvent and steam into single inclined wells | |
CN1676870B (en) | Method for extracting oil and gas by convection heating of oil shale | |
RU2287677C1 (en) | Method for extracting oil-bitumen deposit | |
US2819761A (en) | Process of removing viscous oil from a well bore | |
RU2295030C1 (en) | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen | |
CN102900415B (en) | Method for mining deep and ultra-deep thick oil pools by using double horizontal well fire flooding drainage | |
US5131471A (en) | Single well injection and production system | |
RU2442883C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil reserves | |
CN105625993B (en) | Hot dry rock multi-cycle heating system and its production method | |
RU2407884C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
CN102678096A (en) | Hot water assisted gravity drainage method for mining high pour-point oil deposit | |
RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
CN107816340A (en) | Utilize the process of high-power ultrasonics conjugate branch horizontal well thermal production shale gas | |
RU2211318C2 (en) | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation | |
RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
RU2431744C1 (en) | Procedure for extraction of high viscous oil and bitumen with application of horizontal producing and horizontal-inclined wells | |
RU2435948C1 (en) | Procedure for development of high viscous and heavy oil deposit by thermal treatment | |
RU2507388C1 (en) | Method of extra-heavy oil and/or bitumen deposits development with help of inclined wells | |
RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
CA2890491C (en) | Hydrocarbon recovery start-up process | |
RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
RU2206728C1 (en) | Method of high-viscocity oil production |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160604 |