RU2444617C1 - Development method of high-viscosity oil deposit using method of steam gravitational action on formation - Google Patents
Development method of high-viscosity oil deposit using method of steam gravitational action on formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2444617C1 RU2444617C1 RU2010136633/03A RU2010136633A RU2444617C1 RU 2444617 C1 RU2444617 C1 RU 2444617C1 RU 2010136633/03 A RU2010136633/03 A RU 2010136633/03A RU 2010136633 A RU2010136633 A RU 2010136633A RU 2444617 C1 RU2444617 C1 RU 2444617C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- injection
- horizontal
- steam
- formation
- Prior art date
Links
Landscapes
- Fats And Perfumes (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к паротепловым способам добычи высоковязкой нефти.The invention relates to the oil industry, in particular to steam and thermal methods for the production of high-viscosity oil.
Известен «Способ разработки нефтебитумной залежи (Патент РФ №2287677, E21B 43/24, опубл. в БИ № XX от 20.11.2006), включающий строительство двух двухустьевых параллельных и расположенных друг над другом горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин. В верхнюю нагнетательную скважину ведут закачку пара, из нижней добывающей скважины производят подъем жидкости механизированным способом.The well-known “Method for the development of an oil and bitumen deposit (RF Patent No. 2287677, E21B 43/24, published in BI No. XX dated November 20, 2006), including the construction of two twin-well parallel and located on top of each other horizontal injection and production wells. Steam is injected into the upper injection well; liquid is raised mechanically from the lower producing well.
Недостатком известного способа является высокая стоимость бурения и обустройства горизонтальных двухустьевых нагнетательной и добывающей скважин.The disadvantage of this method is the high cost of drilling and equipping a horizontal double-well injection and production wells.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является «Способ разработки месторождений тяжелой нефти и/или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин» (Патент РФ №2340768, E21B 43/24, опубл. в БИ № XX от 10.12.2008), включающий регулируемую закачку пара одновременно через два устья горизонтальной нагнетательной скважины, прогрев пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции из двухустьевой горизонтальной добывающей скважины, параллельно расположенной ниже горизонтальной скважины. Для обеспечения равномерного прогрева пласта между скважинами снимают термограммы вдоль ствола добывающей горизонтальной скважины, анализируют полученный температурный профиль прогрева и с учетом полученных результатов осуществляют смену режимов закачки пара по устьям нагнетательной скважины для перемещения фронта максимальной температуры вдоль ее горизонтального ствола.Closest to the technical nature of the proposed method is the "Method for the development of heavy oil and / or bitumen deposits using double-well horizontal wells" (RF Patent No. 2340768, E21B 43/24, published in BI No. XX dated 10.12.2008), including adjustable steam injection simultaneously through two mouths of a horizontal injection well, heating the formation with the creation of a steam chamber and taking products from a two-mouth horizontal production well parallel to the horizontal well. To ensure uniform heating of the formation between the wells, thermograms are taken along the trunk of the producing horizontal well, the obtained temperature profile of the heating is analyzed and, taking into account the results obtained, steam injection modes are changed along the mouths of the injection well to move the front of the maximum temperature along its horizontal well.
Недостатком известного способа является то, что регулируемая закачка пара одновременно через два устья нагнетательной скважины не обеспечивает эффективного выравнивания температурного профиля прогрева продуктивного пласта из-за невозможности целевого размещения фронта максимальной температуры в необходимом интервале горизонтального ствола нагнетательной скважины, что в свою очередь приводит к снижению охвата пласта равномерным прогревом и, как следствие, к снижению нефтеотдачи.The disadvantage of this method is that the adjustable steam injection simultaneously through two mouths of the injection well does not provide an effective alignment of the temperature profile of the heating of the reservoir because of the impossibility of target placement of the front of the maximum temperature in the required interval of the horizontal well of the injection well, which in turn leads to a decrease in coverage formation uniform heating and, as a consequence, to reduce oil recovery.
Технической задачей изобретения «Способ добычи высоковязкой нефти методом парогравитационного воздействия на пласт» является повышение нефтеотдачи продуктивного пласта.An object of the invention "Method for the production of highly viscous oil by the method of vapor-gravity stimulation" is to increase oil recovery of the reservoir.
Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти методом парогравитационного воздействия на пласт, включающим бурение и обустройство нагнетательной и добывающей скважин таким образом, что их горизонтальные стволы размещают параллельно друг над другом, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину для прогрева продуктивного пласта на всем протяжении ее горизонтального ствола и подъем жидкости из добывающей скважины.The technical problem is solved by the method of developing a highly viscous oil reservoir by the method of steam gravity impact on the formation, including drilling and arrangement of injection and production wells in such a way that their horizontal shafts are placed parallel to each other, adjustable injection of steam into the injection well to warm the productive formation throughout its horizontal barrel and lifting fluid from a producing well.
Новым является то, что бурят и обустраивают нагнетательную скважину с горизонтальным стволом меньшего диаметра и длины, чем у добывающей скважины, и к ней не менее одной дополнительной аналогичной нагнетательной скважины.What is new is that they drill and equip an injection well with a horizontal well of smaller diameter and length than that of the producing well, and at least one additional similar injection well to it.
Также новым является то, что горизонтальные стволы нагнетательных скважин размещают на расстоянии не менее трех метров над горизонтальным стволом добывающей скважины.Also new is the fact that horizontal injection wellbores are placed at a distance of at least three meters above the horizontal wellbore of the producing well.
Также новым является то, что режимы закачки пара в каждой из нагнетательных скважин изменяют, исходя из результатов термометрии, в горизонтальном стволе добывающей скважины для равномерного прогрева пласта.It is also new that steam injection modes in each of the injection wells are changed, based on the results of thermometry, in the horizontal well of the producing well for uniform heating of the formation.
На чертеже изображена схема расположения горизонтальной добывающей скважины и горизонтальные нагнетательные скважины в вертикальном разрезе продуктивного пласта.The drawing shows a layout of a horizontal producing well and horizontal injection wells in a vertical section of the reservoir.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
Бурят и обустраивают горизонтальную добывающую скважину 1 в подошвенной части продуктивного пласта 3. Бурят и обустраивают ряд одинаковых горизонтальных нагнетательных скважин 2 меньшего диаметра, чем у добывающей скважины 1, причем горизонтальные стволы нагнетательных скважин размещают на расстоянии не менее трех метров над горизонтальным стволом добывающей скважины, а их общую длину выполняют не более длины горизонтального ствола добывающей скважины. В устье каждой из нагнетательных скважин 2 осуществляют закачку равного для всех нагнетательных скважин количества пара. После прогрева продуктивного пласта продолжают закачку пара в нагнетательные скважины 2 в прежнем режиме, а из добывающей скважины 1 начинают подъем скважинной жидкости. Измеряют температуру вдоль горизонтального ствола добывающей скважины 1. При выявлении участков горизонтального ствола добывающей скважины 1 с пониженной или повышенной температурой изменяют режимы закачки пара в каждой из нагнетательных скважин 2 таким образом, чтобы перераспределение количества закачки пара в нагнетательные скважины привело к равномерному прогреву продуктивного пласта 3.Drill and equip a horizontal production well 1 in the bottom of the producing formation 3. Drill and equip a number of identical horizontal injection wells 2 of smaller diameter than production well 1, with horizontal injection wells being placed at least three meters above the horizontal well of the producing well, and their total length does not exceed the length of the horizontal wellbore of the producing well. At the mouth of each of the injection wells 2, an equal amount of steam is injected for all injection wells. After warming up the reservoir, steam is continued to be injected into injection wells 2 in the previous mode, and from the production well 1, the rise of the borehole fluid begins. The temperature is measured along the horizontal wellbore of the producing well 1. When identifying sections of the horizontal well of the producing well 1 with a lower or higher temperature, the steam injection regimes in each of the injection wells 2 are changed so that the redistribution of the amount of steam injected into the injection wells leads to uniform heating of the reservoir 3 .
Анализ патентной и научно-технической литературы позволяет сделать заключение об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявляемого способа, выполняющих аналогичную задачу, следовательно, предлагаемый способ отвечает критериям "новизна" и "изобретательский уровень".Analysis of patent and scientific and technical literature allows us to conclude that there are no technical solutions containing essential features of the proposed method that perform a similar task, therefore, the proposed method meets the criteria of "novelty" and "inventive step".
Пример конкретного выполнения способа.An example of a specific implementation of the method.
На участке Ашальчинского месторождения со средним коэффициентом динамической вязкости нефти 25000 мПа·с, коэффициентом проницаемости 2,6 мкм2, коэффициентом пористости 30% и толщиной пласта, равной 20 м, пробурены и обустроены добывающая скважина и три горизонтальных нагнетательных скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины диаметром 219 мм и длиной 400 м пробурен на расстоянии 1,5 м от подошвы пласта. Выше горизонтального ствола добывающей скважины на расстоянии 5 м параллельно ему пробурены одинаковые горизонтальные стволы нагнетательных скважин диаметром 114 мм с их общей длиной, равной 300 м. Произведена закачка пара в количестве 800 т в каждую нагнетательную горизонтальную скважину, и горизонтальная добывающая скважина введена в эксплуатацию с дебитом по жидкости, равным 140 м3/сут, при среднем содержании воды в продукции скважины порядка 85%. Измерили температуру вдоль горизонтального ствола добывающей скважины и выявили, что средняя температура его центрального участка на 8°С меньше, чем у обоих периферийных участков. Увеличили в 1,5 раза расход закачиваемого пара в нагнетательную скважину, горизонтальный ствол которой расположен над центральным участком горизонтального ствола добывающей скважины, при снижении в 1,33 раза расхода закачиваемого пара в каждой нагнетательной скважине, горизонтальные стволы которых расположены над периферийными участками горизонтального ствола добывающей скважины. Через 15 суток эксплуатации добывающей скважины ее дебит по жидкости стабилизировался на уровне 120 м3/сут при среднем содержании воды в продукции скважины порядка 75%. В результате целевого перераспределения закачки пара в нагнетательных скважинах обеспечили прирост суточного дебита по нефти горизонтальной добывающей скважины на 9 т.In the section of the Ashalchinskoye field with an average coefficient of dynamic oil viscosity of 25,000 mPa · s, a permeability coefficient of 2.6 μm 2 , a porosity coefficient of 30% and a formation thickness of 20 m, a production well and three horizontal injection wells were drilled and equipped. A horizontal wellbore of a producing well with a diameter of 219 mm and a length of 400 m was drilled at a distance of 1.5 m from the bottom of the formation. The horizontal wells of 114 mm in diameter with a total length of 300 m were drilled parallel to it above a horizontal wellbore of a producing well at a distance of 5 m, with a total length of 300 m. Steam of 800 tons was injected into each horizontal well, and the horizontal well was put into operation with fluid flow rate equal to 140 m 3 / day, with an average water content of well production of about 85%. The temperature was measured along the horizontal wellbore of the producing well and revealed that the average temperature of its central section was 8 ° C lower than that of both peripheral sections. We increased 1.5 times the flow rate of injected steam into an injection well, the horizontal wellbore of which is located above the central section of the horizontal wellbore of the producing well, while reducing the 1.37-fold decrease in the flow rate of injected steam in each injection well, the horizontal trunks of which are located above the peripheral sections of the horizontal wellbore wells. After 15 days of operation of the producing well, its fluid flow rate stabilized at 120 m 3 / day with an average water content of about 75% in the production of the well. As a result of the targeted redistribution of steam injection in injection wells, the daily oil production rate of the horizontal production well was increased by 9 tons.
Таким образом, предлагаемый способ позволяет увеличить эффективность паротеплового воздействия на пласт, сохранить высокий дебит нефти в реальных условиях неоднородного пласта, а также обеспечить высокий охват пласта паротепловым воздействием, что приводит к повышению нефтеотдачи продуктивного пласта.Thus, the proposed method allows to increase the efficiency of the steam and thermal effects on the formation, to maintain a high oil flow rate under the actual conditions of a heterogeneous formation, and also to provide high coverage of the formation with the steam and thermal effects, which leads to an increase in oil recovery of the productive formation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010136633/03A RU2444617C1 (en) | 2010-08-31 | 2010-08-31 | Development method of high-viscosity oil deposit using method of steam gravitational action on formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010136633/03A RU2444617C1 (en) | 2010-08-31 | 2010-08-31 | Development method of high-viscosity oil deposit using method of steam gravitational action on formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2444617C1 true RU2444617C1 (en) | 2012-03-10 |
Family
ID=46029093
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010136633/03A RU2444617C1 (en) | 2010-08-31 | 2010-08-31 | Development method of high-viscosity oil deposit using method of steam gravitational action on formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2444617C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103628868A (en) * | 2013-12-03 | 2014-03-12 | 中国海洋石油总公司 | Method for predicating oil production quantity in high-volatility oil deposit natural gas injection development |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2099514C1 (en) * | 1996-02-08 | 1997-12-20 | Российский межотраслевой научно-технический комплекс "Нефтеотдача" | Method for development of paraffin oil pool |
| RU2114289C1 (en) * | 1997-03-12 | 1998-06-27 | Борис Александрович Тюнькин | Method for development of deposit with high-viscosity oil |
| EP1381749B1 (en) * | 2001-04-24 | 2008-01-23 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Method for in situ recovery from a tar sands formation and a blending agent produced by such a method |
| RU2334098C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil pool development |
| RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
| EP1871987B1 (en) * | 2005-04-22 | 2009-04-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ conversion process systems utilizing wellbores in at least two regions of a formation |
-
2010
- 2010-08-31 RU RU2010136633/03A patent/RU2444617C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2099514C1 (en) * | 1996-02-08 | 1997-12-20 | Российский межотраслевой научно-технический комплекс "Нефтеотдача" | Method for development of paraffin oil pool |
| RU2114289C1 (en) * | 1997-03-12 | 1998-06-27 | Борис Александрович Тюнькин | Method for development of deposit with high-viscosity oil |
| EP1381749B1 (en) * | 2001-04-24 | 2008-01-23 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Method for in situ recovery from a tar sands formation and a blending agent produced by such a method |
| EP1871987B1 (en) * | 2005-04-22 | 2009-04-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ conversion process systems utilizing wellbores in at least two regions of a formation |
| RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
| RU2334098C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil pool development |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103628868A (en) * | 2013-12-03 | 2014-03-12 | 中国海洋石油总公司 | Method for predicating oil production quantity in high-volatility oil deposit natural gas injection development |
| CN103628868B (en) * | 2013-12-03 | 2016-01-20 | 中国海洋石油总公司 | A kind of high volatile volatile oil reservoir injection construction of natural gas fields oil production Forecasting Methodology |
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 | |
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| RU2531963C1 (en) | Development of thick oil or bitumen deposits | |
| RU2334096C1 (en) | Method of massive type high-viscosity oil pool development | |
| RU2527051C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect | |
| RU2015131093A (en) | METHOD FOR OPTIMIZING WELL BORE INTENSIFICATION | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2481468C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit | |
| RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
| RU2578137C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit | |
| RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
| RU2678738C1 (en) | Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method | |
| RU2513484C1 (en) | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2527984C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2011124701A (en) | METHOD FOR DEVELOPING A SUPER-VISCOUS OIL DEPOSIT IN A LAYER-INHOMOGENEOUS COLLECTOR WITH PARTIAL VERTICAL COMMUNICATION | |
| RU2444617C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit using method of steam gravitational action on formation | |
| RU2435948C1 (en) | Procedure for development of high viscous and heavy oil deposit by thermal treatment | |
| RU2526047C1 (en) | Development of extra-heavy crude oil | |
| RU2398104C2 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposits | |
| RU2446280C1 (en) | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit | |
| RU2543848C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with controlled product extraction from horizontal wells | |
| RU2199657C2 (en) | Underground-surface method of development of high- viscosity oil deposit | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2011115893A (en) | THERMAL SHAFT METHOD FOR DEVELOPING A CRACKED DEPOSIT OF HIGH-VISCOUS OIL |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160901 |