RU2446277C1

RU2446277C1 - Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit

Info

Publication number: RU2446277C1
Application number: RU2010140756/03A
Authority: RU
Inventors: Ильшат Мухаметович Бакиров (RU); Ильшат Мухаметович Бакиров; Азат Тимерьянович Зарипов (RU); Азат Тимерьянович Зарипов; Рамиль Хабутдинович Низаев (RU); Рамиль Хабутдинович Низаев; Александр Иванович Арзамасцев (RU); Александр Иванович Арзамасцев; Лилия Рафагатовна Оснос (RU); Лилия Рафагатовна Оснос
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2010-10-05
Filing date: 2010-10-05
Publication date: 2012-03-27

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: development method of high-viscosity oil and bitumen deposit involves well construction, opening of upper and lower well intervals within the formation limits, breakdown of perforation intervals in the well, cyclic pumping of the working medium in the form of steam to the formation through upper opening interval and extraction of the formation product through lower opening interval. Distance between well opening intervals is at least 5 m. Formation product is extracted constantly. Pumping of working medium is stopped when the temperature of the formation product extracted from lower interval increases to the temperature equal to 70-90% of the pumped working agent temperature. Pumping of working medium is renewed when flow rate of the extracted product decreased to unprofitable value. At that, at the distance of 50-100 m from the existing well there built is an additional well similar to the first one, which is used for constant pumping of working medium from its upper opening interval till hydrodynamic link to the first well is created; after that, lower opening interval of additional well is changed over for extraction of product, and upper interval is changed over for cyclic pumping of working medium during interruption of working medium pumping in the first well.

EFFECT: intensifying the product flow rate at early stage of development with simultaneous cheapening of the method.

1 tbl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежи высоковязких нефтей и битумов.The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for developing deposits of high viscosity oils and bitumen.

Известен способ добычи высоковязкой нефти (патент РФ №2206728, кл. E21B 43/24, опубл. 2003.06.20). В обсадную колонну скважины спускают две колонны насосно-компрессорных труб, причем первую до начала, а вторую колонну через первую до конца интервала перфорации, и подают по ней теплоноситель, а в пространство между обсадной и первой колоннами насосно-компрессорных труб подают газ. Продукцию поднимают по пространству между колоннами насосно-компрессорных труб. После обеспечения заданной приемистости подъем продукции прекращают. Закачку теплоносителя продолжают до расчетной величины. При этом подачу газа продолжают, заполняют им пространство между колоннами насосно-компрессорных труб и поддерживают в таком состоянии. Затем скважину останавливают на термокапиллярную пропитку до начала интенсивного снижения подвижности флюида в призабойной зоне. Сбрасывают давление в скважине. Отбирают поступающую в нее продукцию до уменьшения дебита, полученного на естественном режиме работы пласта. Цикл закачки теплоносителя и отбора продукции повторяют до создания с добывающей скважиной зоны с подвижным флюидом, после чего скважину переводят в нагнетательную, а отбор продукции осуществляют через добывающую скважину. Отбор продукции из скважины производят свабированием или подачей газа в межтрубные пространства. Добывающую скважину до создания зоны с подвижным флюидом эксплуатируют аналогичным способом, после чего переводят в добывающую.A known method of producing highly viscous oil (RF patent No. 2206728, class E21B 43/24, publ. 2003.06.20). Two tubing columns are lowered into the well casing, the first one before the start, and the second column through the first to the end of the perforation interval, and coolant is supplied through it, and gas is supplied into the space between the casing and the first tubing strings. The products are raised in the space between the columns of the tubing. After ensuring the given injectivity, the rise in production is stopped. The coolant injection is continued to the calculated value. In this case, the gas supply is continued, they fill the space between the columns of the tubing and support in this state. Then the well is stopped for thermocapillary impregnation until the intensive decrease in fluid mobility in the near-well zone begins. Relieve pressure in the well. The products entering it are selected to reduce the flow rate obtained in the natural mode of the formation. The cycle of coolant injection and product selection is repeated until a zone with mobile fluid is created with the producing well, after which the well is transferred to the injection, and the selection of products is carried out through the producing well. The selection of products from the well is done by swabbing or supplying gas to the annular spaces. The producing well, before the creation of the zone with the moving fluid, is operated in a similar way, after which it is transferred to the producing one.

Известный способ позволяет отобрать нефть из залежи на относительно небольшом расстоянии от скважины. При этом верхняя часть залежи остается практически не охваченной воздействием. Способ сложен, требует применения нескольких рабочих агентов, включая газ. Применение газа как наиболее легкого и подвижного рабочего агента создает предпосылки для создания в продуктивном пласте каналов (языков) прохождения рабочего агента и разогретой нефти, образования застойных невырабатываемых зон, что снижает нефтеотдачу залежи.The known method allows you to select oil from the reservoir at a relatively small distance from the well. In this case, the upper part of the reservoir remains practically unaffected by the impact. The method is complex, requires the use of several working agents, including gas. The use of gas as the lightest and most mobile working agent creates the prerequisites for creating channels (languages) for the passage of the working agent and heated oil in the reservoir, and the formation of stagnant undeveloped zones, which reduces the oil recovery of the reservoir.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2274742, МПК E21B 43/24, опубл. от 20.04.2006), включающий спуск в скважину двух колонн насосно-компрессорных труб на разные глубины в интервал продуктивного пласта, закачку рабочего агента по первой колонне насосно-компрессорных труб и отбор продукции по второй колонне насосно-компрессорных труб. Интервал продуктивного пласта перфорируют в верхней и нижней частях, в скважину спускают две параллельные колонны насосно-компрессорных труб с одним пакером, конец первой колонны насосно-компрессорных труб размещают напротив верхней части продуктивного пласта, конец второй колонны насосно-компрессорных труб с пакером размещают напротив нижней части продуктивного пласта, пакер устанавливают в интервале между перфорацией верхней и нижней частей продуктивного пласта, в качестве рабочего агента используют оторочки пара и углеводородного растворителя, закачку рабочего агента и отбор продукции производят циклически: закачивают рабочий агент по первой колонне насосно-компрессорных труб в верхнюю часть продуктивного пласта при закрытой второй колонне насосно-компрессорных труб и отсутствии отбора продукции, отбирают продукцию по второй колонне насосно-компрессорных труб из нижней части продуктивного пласта при закрытой первой колонне насосно-компрессорных труб и отсутствии закачки рабочего агента, циклы закачки и отбора повторяют.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing a highly viscous oil deposit (RF patent No. 2274742, IPC E21B 43/24, published on 04/20/2006), including the descent into the well of two columns of tubing to different depths in the interval of productive formation, injection of the working agent through the first column of tubing and product selection for the second column of tubing. The interval of the reservoir is perforated in the upper and lower parts, two parallel tubing strings with one packer are lowered into the well, the end of the first tubing string is opposite the top of the reservoir, the end of the second tubing string with the packer is opposite the bottom parts of the reservoir, the packer is installed in the interval between perforation of the upper and lower parts of the reservoir, steam rims and hydrocarbon are used as the working agent solvent, the working agent is injected and the products are selected cyclically: the working agent is pumped through the first column of tubing to the top of the reservoir with the second tubing string closed and there is no sampling, the products are taken from the second tubing string from the lower part of the reservoir with the closed first column of tubing and the absence of injection of the working agent, the injection and selection cycles are repeated.

Недостатками способа являются невозможность определения направления теплоэнергии, а также неполная выработка пластовой продукции, так как направление разогрева не регулируется наличием зоны пониженного пластового давления и, как следствие, лишние затраты тепловой энергии, при этом закачка рабочего агента проводится по отдельным колоннам труб, исключая прогрев извлекаемой продукции пласта во время закачки.The disadvantages of the method are the impossibility of determining the direction of heat energy, as well as the incomplete generation of formation products, since the direction of heating is not regulated by the presence of a zone of low formation pressure and, as a result, the excess cost of thermal energy, while the working agent is pumped through separate pipe columns, excluding the heating of the extracted formation production during injection.

Техническими задачами являются интенсификация дебита продукции на ранней стадии разработки, удешевление проекта за счет более рентабельного и направленного использования прогрева пласта и подымаемой продукции, особенно на начальном этапе, поддержание давления при циклической закачке пара с использованием двух скважин.The technical tasks are to intensify the production flow rate at an early stage of development, reduce the cost of the project due to a more cost-effective and directed use of heating the formation and raised products, especially at the initial stage, maintaining pressure during cyclic steam injection using two wells.

Техническая задача решается способом, включающим строительство скважины, вскрытие верхнего и нижнего интервалов скважины в пределах пласта, разобщение интервалов перфорации в скважине, циклическая закачка рабочего агента в виде пара в пласт через верхний интервал вскрытия и отбор продукции пласта через нижний интервал вскрытия.The technical problem is solved by a method including well construction, opening of the upper and lower intervals of the well within the formation, uncoupling of the perforation intervals in the well, cyclic injection of the working agent in the form of steam into the formation through the upper opening interval and selection of the production of the formation through the lower opening interval.

Новым является то, что расстояние между интервалами вскрытия в скважине не менее 5 м, а отбор продукции пласта ведут постоянно, при этом закачку рабочего агента прекращают при повышении температуры продукции пласта, отбираемой из нижнего интервала, до температуры, равной 70-90% от температуры закачиваемого рабочего агента, а возобновляют закачку рабочего агента при снижении дебита добываемой продукции до нерентабельного значения, при этом на расстоянии 50-100 м от существующей скважины строят дополнительную аналогичную первой скважину, используемую под постоянную закачку рабочего агента из ее верхнего интервала вскрытия до создания гидродинамической связи с первой скважиной, после чего нижний интервал вскрытия дополнительной скважины переводят под добычу продукции, а верхний интервал - под циклическую закачку рабочего агента в период остановки закачки рабочего агента в первой скважине.What is new is that the distance between the opening intervals in the well is at least 5 m, and the formation production is continuously taken, while the injection of the working agent is stopped when the temperature of the formation production taken from the lower interval increases to a temperature of 70-90% of the temperature the injected working agent, and the injection of the working agent is resumed when the production rate decreases to an unprofitable value, while an additional similar to the first well is constructed at a distance of 50-100 m from the existing well, using zuemuyu under constant injection of working agent from its upper slot opening to create a flow connection with the first well, followed by the lower interval more wells opening converted under extraction product, and the upper interval - a cyclic injection of working agent during stop pumping working fluid in the first well.

На фиг.1 представлена схема способа разработки залежи высоковязких нефтей и битумов.Figure 1 presents a diagram of a method for developing deposits of high viscosity oils and bitumen.

На фиг.2 представлен график зависимости суточного дебита первой скважины продукции пласта по предлагаемому способу от времени эксплуатации.Figure 2 presents a graph of the daily flow rate of the first well of production of the reservoir according to the proposed method from the time of operation.

Способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов осуществляется следующим образом.The method of developing deposits of high viscosity oils and bitumen is as follows.

В продуктивном пласте 1 (фиг.1) строят вертикальную скважину 2 так, чтобы забой вертикальной скважины 2 находился непосредственно над подошвой продуктивного пласта 1 для большего охвата по толщине пласта 1. Причем под скважину 2 возможно использование скважин из старого фонда за счет строительства искусственного забоя на необходимом уровне. Вертикальную скважину 2 перфорируют в двух интервалах вскрытия - верхнем 3 и нижнем 4 в пределах продуктивного пласта 1. Расстояние между интервалами вскрытия 3 и 4 должно быть не менее 5 м во избежание быстрого прорыва перегретого пара. На расстоянии 50-100 м строят аналогичную вертикальную скважину 5. Под скважину 5 возможно использование скважин из старого фонда за счет строительства искусственного забоя на необходимом уровне. Вертикальную скважину 5 перфорируют в двух интервалах вскрытия - верхнем 6 и нижнем 7 в пределах продуктивного пласта 1. Расстояние между интервалами вскрытия 6 и 7 должно быть также не менее 5 м во избежание быстрого прорыва перегретого пара. Через верхний интервал вскрытия 3 и 6 соответствующих скважин 2 и 5 будет осуществляться закачка рабочего агента, например перегретого пара температурой 180-260°C. Через нижний интервал вскрытия 4 скважины 2 будет осуществляться отбор добываемой продукции за счет, например, спуска колонн(ы) труб (на фиг.1 не показана) в скважину 2 и/или 5 с перекрытием межтрубного пространства пакером (пакерами) между верхним(и) 3 и/или 6 и нижним(и) 4 и/или 7 интервалами вскрытия, причем отбор продукции пласта 1 ведется по колонне труб, а закачка по затрубью. Закачку рабочего агента из интервала 3 прекращают при повышении температуры продукции пласта, отбираемой из нижнего интервала 4, до температуры, равной 70-90% от температуры закачиваемого рабочего агента. При снижении дебита добываемой продукции из скважины 2 до нерентабельного значения закачку пара из интервала 3 возобновляют. Закачка пара из скважины 5 ведется непрерывно до создания гидродинамической связи между скважинами 2 и 5 (определяется измерением внутрипластового давления при технологической остановке отбора из нижнего интервала 4 и закачки в верхний интервал вскрытия 3 скважины 2 для измерения этого давления - увеличение давления свидетельствует о наличии гидродинамической связи между скважинами 2 и 5). После создания гидродинамической связи скважина 5 переходит на циклическую закачку пара из интервала перфорации 6, при этом отбор продукции ведется из интервала перфорации 7 непрерывно. Циклическая закачка пара скважин 2 и 5 через соответствующие верхние интервалы вскрытия 3 или 6 ведется строго поэтапно в противофазе по принципу: скважина 2 для закачки включена, скважина 5 выключена, и наоборот: скважина 2 выключена, скважина 5 включена.In the reservoir 1 (Fig. 1), a vertical well 2 is built so that the bottom of the vertical well 2 is directly above the bottom of the reservoir 1 for greater coverage over the thickness of the reservoir 1. Moreover, wells from the old foundation may be used under well 2 due to the construction of artificial bottom at the required level. The vertical well 2 is perforated in two opening intervals - the upper 3 and lower 4 within the reservoir 1. The distance between the opening intervals 3 and 4 should be at least 5 m in order to avoid rapid breakthrough of superheated steam. A similar vertical well 5 is being built at a distance of 50-100 m. Under wells 5, it is possible to use wells from the old foundation due to the construction of artificial bottomhole at the required level. The vertical well 5 is perforated in two opening intervals - the upper 6 and lower 7 within the reservoir 1. The distance between the opening intervals 6 and 7 should also be at least 5 m in order to avoid rapid breakthrough of superheated steam. Through the upper opening interval 3 and 6 of the corresponding wells 2 and 5, a working agent will be pumped, for example, superheated steam at a temperature of 180-260 ° C. Through the lower opening interval 4 of the well 2, production will be selected due to, for example, lowering the pipe string (s) (not shown in Fig. 1) into the well 2 and / or 5 with the annulus overlapping by the packer (s) between the upper (and ) 3 and / or 6 and lower (s) 4 and / or 7 opening intervals, moreover, production of formation 1 is carried out along the pipe string, and injection by the annulus. The injection of the working agent from interval 3 is stopped when the temperature of the formation products taken from the lower interval 4 is increased to a temperature equal to 70-90% of the temperature of the injected working agent. If the production rate of the produced products from well 2 decreases to an unprofitable value, steam injection from interval 3 is resumed. Steam is injected from well 5 until a hydrodynamic connection between wells 2 and 5 is created (determined by measuring the in-situ pressure at the technological stop of selection from the lower interval 4 and injection into the upper opening interval 3 of well 2 to measure this pressure - an increase in pressure indicates the presence of a hydrodynamic connection between wells 2 and 5). After creating a hydrodynamic connection, the well 5 goes on a cyclic injection of steam from the perforation interval 6, while the selection of products is carried out continuously from the perforation interval 7. The cyclic injection of a pair of wells 2 and 5 through the corresponding upper opening intervals 3 or 6 is carried out strictly in stages in antiphase according to the principle: well 2 for injection is turned on, well 5 is turned off, and vice versa: well 2 is turned off, well 5 is turned on.

Далее ведется мониторинг температуры продукции, извлекаемой из скважин 2 и 5, и при достижении ее 70-90% от температуры закачиваемого агента закачка пара прекращается до тех пор, пока дебит продукции пласта не упадет до значения ниже рентабельного. Таким образом процесс переходит в циклическую закачку рабочего агента для его экономии и одновременно поддержания суточного дебита.Next, the temperature of the products extracted from wells 2 and 5 is monitored, and when it reaches 70-90% of the temperature of the injected agent, steam injection stops until the production rate of the formation drops to a value below the cost-effective. Thus, the process goes into the cyclic download of the working agent to save it and at the same time maintain the daily flow rate.

После выработки продукции пласта 1 вокруг скважин 2 и 5, что характеризуется обводнением продукции до 95-99% и сокращением времени нагнетания пара до отключения при циклической закачке в семь и более раз, скважины 2 и 5 переводят в нагнетательные.After the production of reservoir 1 products around wells 2 and 5, which is characterized by water cut to 95-99% and a reduction in the time of steam injection before shutdown during cyclic injection by seven or more times, wells 2 and 5 are converted into injection wells.

Осуществление данного способа было осуществлено на одной из скважин Ашальчинского месторождения Республики Татарстан и смоделировано на базе практически полученных данных в программном комплексе, в котором существует модуль для расчета тепловых моделей, например программный комплекс CMG.The implementation of this method was carried out at one of the wells of the Ashalchinskoye field of the Republic of Tatarstan and was modeled on the basis of practically obtained data in a software package in which there is a module for calculating thermal models, for example, the CMG software package.

В таблице приведены значения, которые соответствуют моделируемому объекту.The table shows the values that correspond to the simulated object.

ПараметрParameter ЗначениеValue Средняя глубина залегания, мAverage depth, m 81,081.0 Средняя общая толщина, мAverage total thickness, m 26,026.0 Коэффициент пористости, д. ед.The coefficient of porosity, d. 0,320.32 Значение средней проницаемости по керну, мкм² The value of the average permeability for core, μm ² 2,52.5 Значение начальной пластовой температуры, °CThe value of the initial reservoir temperature, ° C 8,08.0 Значение начального пластового давления, МПаThe value of the initial reservoir pressure, MPa 0,440.44 Коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях, мПа·секThe coefficient of dynamic viscosity of oil in reservoir conditions, MPa · sec 14000,014000.0 Коэффициент плотности нефти в пластовых условиях, кг/м³ The density coefficient of oil in reservoir conditions, kg / m ³ 965,0965.0 Коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях, мПа·секThe coefficient of dynamic viscosity of water in reservoir conditions, MPa · sec 1,531,53

Давление нагнетания пара соответствует 1,7 МПа. Температура пара - 180°C, сухость пара - 0.8 д.ед.The vapor injection pressure corresponds to 1.7 MPa. Steam temperature - 180 ° C, dry steam - 0.8 units

Полученные результаты суточного дебита продукции пласта скважины 2 показаны на фиг.2.The obtained results of the daily production rate of the production of the well 2 are shown in figure 2.

Практические данные и данные расчетов показывают, что промышленная добыча из скважины 2 начинается уже на первом месяце разработки при расстоянии, равном ≈10 м между ее интервалами вскрытия 3 и 4, что в несколько раз быстрее применяемых способов, а количество вытесняемой продукции пласта 1, добываемой из скважины 2, за счет поддержания пластового давления циклической закачкой рабочего агента в скважинах 2 и 5 более чем в два раза выше, чем у наиболее близкого аналога. При этом если учитывать продукцию пласта 1, добываемую из скважины 5, то количество добываемой нефти будет почти в 2 раза больше.Practical data and calculation data show that industrial production from well 2 begins already in the first month of development at a distance of ≈10 m between its opening intervals of 3 and 4, which is several times faster than the methods used, and the number of displaced products of formation 1 extracted from well 2, due to the maintenance of reservoir pressure by cyclic injection of the working agent in wells 2 and 5, is more than two times higher than that of the closest analogue. Moreover, if we take into account the production of reservoir 1, extracted from well 5, the amount of oil produced will be almost 2 times more.

Применение данного метода за счет использования гарантированного потока продукции в пласте и его прогрева, а также прогрева извлекаемой продукции при закачке пара позволяет добывать продукцию на ранней стадии разработки в больших объемах, чем в аналогах, и поддерживать пластовое давление и увеличить объем добываемой продукции пласта, в том числе и за счет второй скважины при отключении закачки пара на первой.The application of this method through the use of a guaranteed flow of products in the formation and its heating, as well as heating of the extracted products during steam injection, allows to produce products at an early stage of development in larger volumes than in analogues, and to maintain reservoir pressure and increase the volume of produced reservoir products, in including due to the second well when shutting off steam injection on the first.

Claims

A method for developing a deposit of highly viscous oils and bitumen, including well construction, opening the upper and lower intervals of the well within the formation, uncoupling the perforation intervals in the well, cyclic injection of the working agent in the form of steam into the formation through the upper opening interval and selecting production of the formation through the lower opening interval, characterized in that the distance between the opening intervals in the well is at least 5 m, and the selection of formation products is carried out continuously, while the injection of the working agent is stopped with increasing temperature Ura of production of the reservoir, taken from the lower interval, to a temperature equal to 70-90% of the temperature of the injected working agent, and the injection of the working agent is resumed with a decrease in the production rate of the produced product to an unprofitable value, while at the distance of 50-100 m from the existing well an additional similar to the first well, used for continuous injection of the working agent from its upper opening interval to create a hydrodynamic connection with the first well, after which the lower opening interval is additional with Vazhiny converted products under production, while the upper spacing - for cyclic injection of working agent during injection stop working agent in the first well.