RU2528310C1 - Development method for oil deposit area - Google Patents
Development method for oil deposit area Download PDFInfo
- Publication number
- RU2528310C1 RU2528310C1 RU2013136702/03A RU2013136702A RU2528310C1 RU 2528310 C1 RU2528310 C1 RU 2528310C1 RU 2013136702/03 A RU2013136702/03 A RU 2013136702/03A RU 2013136702 A RU2013136702 A RU 2013136702A RU 2528310 C1 RU2528310 C1 RU 2528310C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- viscous
- water
- wells
- injection
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке участка нефтяного месторождения с залежами вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти, совпадающими полностью или частично в структурном плане.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a section of an oil field with viscous or highly viscous and super-viscous oil deposits that coincide fully or partially in structural terms.
Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения, включающий разбуривание самостоятельными сетками скважин, расположенных друг под другом двух разных по сорту нефти пластов со вскрытием нижнего пласта, отбор жидкости из каждого пласта собственным фондом добывающих скважин. В добывающих скважинах, эксплуатирующих верхний пласт, насыщенный высоковязкой нефтью, перфорируют часть нижнего пласта, насыщенного низковязкой нефтью, и ведут отборы жидкости, представляющие смеси этих нефтей, в тех же добывающих скважинах, при этом перфорируемую толщину нижнего пласта определяют по специальной формуле (патент РФ №2103485, кл. E21B 43/20, E21B 43/14, опубл. 27.01.1998).A known method of developing a multilayer oil field, including drilling independent grids of wells located under each other of two different types of oil reservoirs with opening the lower reservoir, fluid selection from each reservoir own fund of producing wells. In producing wells operating the upper reservoir saturated with high viscosity oil, a part of the lower reservoir saturated with low viscosity oil is perforated, and fluids representing mixtures of these oils are sampled in the same production wells, while the perforated thickness of the lower formation is determined by a special formula (RF patent No. 2103485, class E21B 43/20, E21B 43/14, publ. 01/27/1998).
Недостатками известного способа являются низкая нефтеотдача и низкие темпы отбора при разработке залежей вязкой или высоковязкой и/или сверхвязкой нефти. Не предусмотрены мероприятия по снижению вязкости таких нефтей, что снижает нефтеотдачу и темпы отбора.The disadvantages of this method are low oil recovery and low rates of selection in the development of deposits of viscous or highly viscous and / or super-viscous oil. There are no measures to reduce the viscosity of such oils, which reduces oil recovery and the rate of selection.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки многопластовой залежи высоковязкой нефти, включающий бурение вертикальных скважин и парных горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательных скважин, нагнетание теплоносителя в скважины и отбор продукции скважин из добывающей скважины. При этом выделяют пласты, разделенные глинистыми пропластками, большей и меньшей толщины, размещают парные горизонтальные скважины в пластах большей толщины, а вертикальные сообщают с соответствующими пластами меньшей толщины, причем теплоноситель закачивают в парные горизонтальные скважины, а после прогрева соответствующего пласта отбирают продукцию пласта из добывающей скважины с отделением воды, которую после предварительного подогрева закачивают в вертикальные скважины с последующим отбором из них продукции соответствующих пластов, далее цикл повторяют (патент РФ №2386800, кл. E21B 43/24, опубл. 20.04.2010 - прототип).The closest in technical essence to the proposed method is a method of developing a multilayer reservoir of highly viscous oil, including the drilling of vertical wells and paired horizontal production and upstream injection wells, injection of coolant into the wells and selection of production wells from the production well. In this case, formations separated by clay strata of greater and lesser thickness are distinguished, paired horizontal wells are placed in strata of a greater thickness, and vertical ones communicate with the corresponding strata of smaller thickness, and the coolant is pumped into paired horizontal wells, and after heating of the corresponding formation, production of the formation is taken from the producing wells with water separation, which, after preheating, are pumped into vertical wells, followed by the selection of products from them corresponding astov, then the cycle is repeated (RF patent No. 2386800, class E21B 43/24, publ. 04/20/2010 - prototype).
Недостатком известного способа является низкая нефтеотдача, низкие темпы отбора нефти, большие эксплуатационные затраты. Верхний пласт разрабатывается вертикальными скважинами, нефтеотдача которого оказывается намного меньше нижнего, разрабатываемого горизонтальными скважинами, несмотря на применение закачки пара. При этом практика показывает, что вязкость нефти верхних пластов выше нижних. При значительном расстоянии между пластами эта разница в вязкости еще выше. Например, пласт верхнепермской системы имеет сверхвязкую нефть (более 10000 мПа·с), ниже которого на 600-800 м расположен пласт среднекаменноугольной системы с высоковязкой нефтью (от 200 до 10000 мПа·с). Разработка таких пластов известным способом приведет к низкой нефтеотдаче и низким темпам отбора нефти.The disadvantage of this method is the low oil recovery, low oil recovery, high operating costs. The upper layer is developed by vertical wells, the oil recovery of which is much smaller than the lower, developed by horizontal wells, despite the use of steam injection. Moreover, practice shows that the oil viscosity of the upper layers is higher than the lower. With a significant distance between the layers, this difference in viscosity is even higher. For example, a layer of the Upper Permian system has super-viscous oil (more than 10,000 mPa · s), below which a layer of a medium-coal system with high viscosity oil (200 to 10,000 mPa · s) is located 600-800 m below it. The development of such formations in a known manner will result in low oil recovery and low oil recovery rates.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи, темпов отбора нефти и экономии эксплуатационных затрат при разработке нефтяного месторождения с залежами вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery, oil recovery rates and saving operating costs when developing an oil field with deposits of viscous or highly viscous and highly viscous oil.
Задача решается тем, что в способе разработки участка нефтяного месторождения, включающем бурение на залежи сверхвязкой нефти горизонтальных пар скважин для проведения парогравитационного дренирования и бурение на залежи вязкой или высоковязкой нефти, расположенной ниже в структурном плане, нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара в нагнетательные скважины парогравитационного дренирования и горячей воды в нагнетательные скважины залежи вязкой или высоковязкой нефти, отбор продукции из добывающих скважин, разделение на устье нефти и воды и повторное использование данной воды, согласно изобретению на залежи вязкой или высоковязкой нефти бурят вертикальные и горизонтальные добывающие скважины и вертикальные и/или наклонно-направленные нагнетательные скважины как законтурные или как центры пяти-, семи- или девятиточечных элементов с добывающими скважинами вокруг, часть из которых может отсутствовать, отбираемую горячую воду из горизонтальных добывающих скважин залежи сверхвязкой нефти, после отделения на устье от нефти, закачивают через вертикальные и/или наклонно-направленные нагнетательные скважины в залежь вязкой или высоковязкой нефти, расстояние между устьем добывающей скважины сверхвязкой нефти и нагнетательной скважины вязкой или высоковязкой нефти, а также промежуточного оборудования, назначают из условия обеспечения потери температуры перекачиваемой воды не более чем на 10°C при любых климатических условиях данного региона, а отбираемую и отделенную в отстойнике от нефти воду из залежи вязкой или высоковязкой нефти подают в парогенератор, где производят процесс ее парообразования, отделения от примесей и доведения до степени сухости 0,6-0,8, и закачивают через горизонтальные нагнетательные скважины в залежь сверхвязкой нефти, формируя, таким образом, непрерывный цикл циркуляции воды для разработки двух объектов с применением тепла, при этом для обеспечения необходимых уровней компенсации отбора закачкой производят регулировку объемов закачки воды из отстойника, где нефть отделяют от воды после подъема продукции из залежи вязкой или высоковязкой нефти.The problem is solved in that in the method of developing a site for an oil field, including drilling horizontal deposits of wells on a pair of super-viscous oil for steam gravity drainage and drilling on a reservoir of viscous or highly viscous oil located structurally lower, injection and production wells, injecting steam into injection wells steam-gravity drainage and hot water into injection wells of viscous or high-viscosity oil deposits, selection of products from production wells, separation into lips oil and water and the reuse of this water according to the invention, vertical and horizontal production wells and vertical and / or directional injection wells are drilled into viscous or high-viscosity oil deposits as contour or as centers of five-, seven- or nine-point elements with production wells around, some of which may be absent, the selected hot water from the horizontal producing wells of a super-viscous oil deposit, after being separated at the mouth from the oil, is pumped through vertical and / or silt and directional injection wells into the reservoir of viscous or highly viscous oil, the distance between the mouth of the producing well of viscous oil and the injection well of viscous or highly viscous oil, as well as intermediate equipment, is assigned from the condition of ensuring the temperature loss of the pumped water by no more than 10 ° C at any climatic conditions of the region, and the water withdrawn and separated from the oil from the reservoir of viscous or highly viscous oil is fed to a steam generator, where it is produced by steam formation, separation from impurities and bringing to a degree of dryness of 0.6-0.8, and pumped through horizontal injection wells into a reservoir of super-viscous oil, thus forming a continuous cycle of water circulation for the development of two objects using heat, while ensuring the necessary levels of compensation for the selection by injection, the volume of water injected from the sump is adjusted, where the oil is separated from the water after raising the product from the reservoir of viscous or high viscosity oil.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Согласно отечественной классификации нефтей по дифференциации по НДПИ (налог на добычу полезных ископаемых) выделяют вязкие нефти с вязкостью в пластовых условиях от 10 мПа·с до 200 мПа·с, высоковязкие нефти - от 200 мПа·с до 10000 мПа·с и сверхвязкие нефти с вязкостью более 10000 мПа·с.According to the domestic classification of oils by differentiation according to the mineral extraction tax (mineral extraction tax), viscous oils with a viscosity in reservoir conditions of 10 MPa · s to 200 MPa · S, high-viscosity oils - from 200 MPa · s to 10,000 MPa · s and super-viscous oils are distinguished with a viscosity of more than 10,000 MPa · s.
На темпы отбора нефти и нефтеотдачу нефтяного месторождения с залежами вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти существенное влияние оказывает реализуемая система разработки и применение вытесняющих агентов. При этом общеизвестно, что наибольшее влияние на снижение вязкости нефти оказывает повышение ее температуры. При разработке залежи сверхвязкой нефти способом парагравитационного дренирования добываемая продукция имеет температуру порядка 95-99°C. Повторное использование уже нагретой до такой температуры воды при разработке другого объекта с вязкой или высоковязкой нефтью, расположенного ниже в структурном плане, значительно сокращает эксплуатационные затраты по сравнению со способом, при котором холодную воду нагревают на поверхности и закачивают в пласт. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать одновременно залежи вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи, темпов отбора нефти и экономии эксплуатационных затрат при разработке месторождения с залежами вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти, совпадающими полностью или частично в структурном плане. Задача решается следующим образом.The rates of oil extraction and oil recovery of an oil field with deposits of viscous or high-viscosity and super-viscous oil are significantly affected by the implemented system of development and use of displacing agents. It is well known that the greatest influence on reducing the viscosity of oil has an increase in its temperature. When developing a super-viscous oil reservoir by paragravity drainage, the produced products have a temperature of about 95-99 ° C. The reuse of water already heated to this temperature when developing another object with viscous or highly viscous oil, located lower in the structural plan, significantly reduces operating costs compared to the way in which cold water is heated on the surface and pumped into the reservoir. Existing technical solutions do not fully allow efficient development of deposits of viscous or high-viscosity and super-viscous oil at the same time. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery, oil recovery rates and saving operating costs when developing a field with viscous or high-viscosity and super-viscous oil deposits that coincide fully or partially in structural terms. The problem is solved as follows.
На фиг.1 и 2 приведены схемы реализации способа в профиле и в плане соответственно. Принятые обозначения: 1 - пласт сверхвязкой нефти, 2 - пласт вязкой или высоковязкой нефти, 3 - добывающая горизонтальная скважина парогравитационного дренирования, 4 - паронагнетательная горизонтальная скважина, 5 - нагнетательная вертикальная или наклонно-направленная скважина, 6, 6', 6”, 6'” - добывающие вертикальные, наклонно-направленные или горизонтальные скважины, 7 - парогенератор, 8 - пакер паронагнетательной скважины, 9 - насос для добычи сверхвязкой нефти, 10 - узел отделения сверхвязкой нефти от воды, 11 - термоизолированная колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) нагнетательной скважины, 12 - пакер нагнетательной скважины, 13 - насосы добывающих скважин 6, 6', 14 - узел отделения вязкой или высоковязкой нефти от воды (отстойник), L - расстояние между вертикальными или наклонно-направленными добывающими 6, 6', 6”, 6'” и нагнетательной 5 скважинами в пятиточечном элементе.Figure 1 and 2 shows a diagram of the implementation of the method in the profile and plan, respectively. Accepted designations: 1 - a layer of super-viscous oil, 2 - a layer of viscous or highly viscous oil, 3 - a producing horizontal steam-gravity drainage well, 4 - a steam-injecting horizontal well, 5 - an injection vertical or directional well, 6, 6 ', 6 ”, 6 '”- producing vertical, directional or horizontal wells, 7 - a steam generator, 8 - a packer of a steam injection well, 9 - a pump for producing extra-viscous oil, 10 - a unit for separating extra-viscous oil from water, 11 - a thermally insulated pump string -compressor pipes (tubing) of the injection well, 12 - packer of the injection well, 13 - pumps of producing
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
На месторождении выделяют участок залежи с отложениями сверхвязкой нефти 1 (фиг.1, 2), где ниже в структурном плане расположен участок залежи с отложениями вязкой или высоковязкой нефти 2. На рассматриваемом участке бурят пару горизонтальных скважин 3 и 4 в отложениях 1 сверхвязкой нефти для проведения парогравитационного дренирования: добывающую 3 и нагнетательную 4. С той же площадки бурят пяти-, семи- или девятиточечный элемент вертикальных или наклонно-направленных скважин с расстоянием между скважинами L в отложения 2 вязкой или высоковязкой нефти, причем нагнетательную скважину 5 располагают в центре элемента с окружающими добывающими скважинами 6, 6', 6” и 6”', что позволяет согласно расчетам эффективно вытеснять вязкую или высоковязкую нефть к добывающим скважинам 6, 6', 6” и 6”'. Либо подбирают участок месторождения с уже пробуренными скважинами, отвечающим вышеперечисленным условиям, причем часть добывающих скважин может быть горизонтальными.A deposit section with deposits of
На площадке также размещают парогенератор 7, работающий на попутном нефтяном газе продукции скважин 3, 6, 6', 6” и 6”', и все необходимое оборудование для отделения нефти от воды. При этом расстояние между устьями добывающей 3 и нагнетательной 5 скважин и промежуточного оборудования 10 должно обеспечивать потерю температуры перекачиваемой воды не более чем на 10°C при любых климатических условиях данного региона. При небольшом расстоянии между устьями скважин (20-30 м) и соответственно небольшой длиной трубопроводов обеспечивается сохранность температуры воды. Также расположение всех наземных узлов системы на одной площадке позволяет свести к минимуму затраты на обустройство и эксплуатационные затраты. Расчеты показали, что потеря тепла закачиваемой воды при подходе ее к устью скважины 5 менее чем на 10°C практически не влияет на темпы отбора нефти и нефтеотдачу, тогда как при потере тепла более 10°C темпы отбора нефти и нефтеотдача начинают снижаться значительными темпами.A
Из парогенератора 7 в скважину 4 закачивают пар по колонне НКТ с установленным над кровлей пласта залежи 1 пакером 8 для предотвращения ухода пара в межтрубное пространство выше кровли пласта залежи 1. Пар поступает в пласт залежи 1 сверхвязкой нефти. Осуществляют процесс парогравитационного дренирования. Разогретая сверхвязкая нефть вместе с водой поступает в добывающую скважину 3 и поднимается на поверхность по НКТ насосом 9. Далее продукция скважины 3 поступает в узел 10, представляющий собой, например, делитель фаз или бак с ультразвуковым генератором, структурирующим молекулы воды, что способствует быстрому разделению нефти и воды. Сверхвязкая нефть отделяется от воды. Попутно добываемый газ отправляют в парогенератор 7 в качестве топлива для обеспечения его работы. Горячую нефть с некоторым содержанием воды транспортируют для дальнейшей подготовки, а горячую воду закачивают через нагнетательную скважину 5 в пласт залежи 2 вязкой или высоковязкой нефти через термоизолированную НКТ 11 с установленным над кровлей пласта залежи 2 пакером 12 для предотвращения ухода горячей воды в межтрубное пространство выше кровли пласта залежи 2. Из межтрубного пространства нагнетательной скважины 5 от устья до пакера 12 откачивают воздух, создавая вакуум, что позволяет свести к минимуму потери тепла по стволу скважины до установленного пакера 12 закачиваемой горячей воды, т.к. вакуум не проводит тепло.Steam is pumped from the
Горячая вода от нагнетательной скважины 5, поступая в пласт залежи 2 по системе трещин, разогревает блоки матрицы и, соответственно, вязкую или высоковязкую нефть, что способствует снижению его вязкости и лучшей фильтрации к забоям добывающих скважин 6, 6', 6” и 6”'. Насосами 13 по НКТ отбирают продукцию из скважин 6, 6', 6” и 6”', которая затем поступает в узел 14 (например, отстойник), где вязкая или высоковязкая нефть отделяется от воды. Далее нефть из узла 14 отправляют для дальнейшей подготовки, попутно добываемый газ - в парогенератор 7 в качестве топлива для обеспечения его работы. Отделенную воду из узла 14 закачивают в парогенератор 7, где производят процесс ее парообразования, отделения от примесей и доведения до степени сухости 0,6-0,8. Расчеты показали, что данная степень сухости пара обеспечивает наиболее эффективный процесс парогравитационного дренирования. Полученный пар закачивают в паронагнетательную скважину 4. Таким образом, происходит циркуляция воды для разработки двух объектов с применением тепла.Hot water from injection well 5, entering the reservoir of
В процессе эксплуатации при излишке или недостатке воды или пара для обеспечения необходимых уровней компенсации отбора закачкой производят регулировку объемов закачки воды из отстойника 14, где нефть отделяют от воды после подъема продукции из пласта залежи 2 вязкой или высоковязкой нефти. На начальном этапе разработки при отсутствии воды в отстойнике 14 его заполняют привозимой автовозами пластовой водой того же карбонатного или терригенного коллектора, добываемой из соседних скважин.During operation, when there is an excess or lack of water or steam to ensure the necessary levels of compensation for the selection by injection, the volumes of water injected from the
Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения, темпов отбора нефти и экономия эксплуатационных затрат.The result of the implementation of this method is to increase the degree of oil recovery, the rate of oil extraction and saving operating costs.
Пример конкретного выполнения способаAn example of a specific implementation of the method
На Ашальчинском месторождении выделяют участок залежи размерами 800×600 м с сверхвязкой нефтью уфимского яруса 1 (фиг.1, 2), где ниже в структурном плане расположен участок залежи турнейского яруса 2 с вязкой нефтью.At the Ashalchinskoye field, a 800 × 600 m deposit section with super-viscous oil of the Ufa layer 1 (Figs. 1, 2) is distinguished, where, in the structural plan, a section of the
Массивная залежь сверхвязкой нефти уфимского яруса 1 представлена терригенным типом коллектора, залегает на глубине - 80 м, вязкость нефти в пластовых условиях - 27350 мПа·с, плотность нефти в пластовых условиях - 970 кг/м3, начальная пластовая температура - 8°C, начальное пластовое давление - 0,44 МПа, пористость - 0,320, проницаемость - 2660 мД, начальная нефтенасыщенность - 0,770, средняя нефтенасыщенная толщина - 17,5 м. Массивная залежь вязкой нефти турнейского яруса 2 представлена карбонатным типом коллектора, залегает на глубине - 1209,5 м, вязкость нефти в пластовых условиях - 53,6 мПа·с, плотность нефти в пластовых условиях - 897 кг/м3, начальная пластовая температура - 23°C, начальное пластовое давление - 11,2 МПа, пористость - 0,119, проницаемость - 12,1 мД, начальная нефтенасыщенность - 0,690, средняя нефтенасыщенная толщина - 18,1 м. Участки залежей представлены чисто нефтяной зоной.The massive reservoir of ultra-viscous oil of the Ufa
На рассматриваемом участке бурят пару горизонтальных скважин 3 и 4 в уфимском ярусе 1 для проведения парогравитационного дренирования: добывающую 3 и нагнетательную 4 с расстоянием между горизонтальными стволами 10 м. В турнейском ярусе 2 с той же площадки бурят пятиточечный элемент вертикальных скважин: одну нагнетательную скважину 5, расположенную в центре, и четыре добывающие 6, 6', 6” и 6”'. Расстояние между скважинами L=200 м (фиг.2).In the area under consideration, a pair of
На площадке также размещают парогенератор 7, работающий на попутном нефтяном газе продукции скважин 3, 6 и 6', и все необходимое оборудование для отделения нефти от воды. Расстояние между устьями добывающей 3 и нагнетательной 5 скважин и промежуточного оборудования 10 составило 12 м, потеря температуры перекачиваемой воды составляет 2-6°C (в зависимости от времени года). Общая длина площадки 25 м.A
Из парогенератора 7 в скважину 4 закачивают пар с температурой 195°C по колонне НКТ с установленным над кровлей пласта залежи 1 пакером 8. Пар поступает в пласт 1 уфимского яруса. Осуществляют процесс парогравитационного дренирования. Разогретая сверхвязкая нефть с температурой 95-99°C, вязкость которой при такой температуре составляет в среднем 12 мПа·с, вместе с водой при той же температуре поступает из залежи 1 в добывающую скважину 3 и поднимается на поверхность по НКТ насосом 9. Далее продукция скважины 3 поступает в узел 10 (делитель фаз), где сверхвязкая нефть отделяется от воды. В процессе транспортировки происходит потеря тепла перекачиваемой жидкости. Горячую нефть с некоторым содержанием воды отправляют для дальнейшей подготовки, попутно добываемый газ - в парогенератор 7 в качестве топлива для обеспечения его работы, а горячую воду с температурой 89-97°C закачивают через нагнетательную скважину 5 в пласт залежи 2 турнейского яруса через термоизолированную НКТ 11 с установленным над кровлей пласта залежи 2 пакером 12. Из межтрубного пространства нагнетательной скважины 5 от устья до пакера 12 откачивают воздух, создавая в нем вакуум.Steam with a temperature of 195 ° C is pumped from a
Горячая вода с температурой 89-97°C от нагнетательной скважины 5, поступая в пласт залежи 2 по системе трещин, разогревает блоки матрицы и, соответственно, вязкую нефть карбонатного коллектора, что способствует снижению ее вязкости в среднем до 8 мПа·с и, соответственно, лучшей фильтрации к забоям добывающих скважин 6, 6', 6” и 6”'. Насосами 13 по НКТ отбирают продукцию из скважин 6, 6', 6” и 6”', которая затем поступает в узел 14 (отстойник), где вязкая нефть отделяется от воды. Далее нефть из узла 14 отправляют для дальнейшей подготовки, попутно добываемый газ - в парогенератор 7 в качестве топлива для обеспечения его работы. Отделенную воду из узла 14 закачивают в парогенератор 7, где производят процесс ее парообразования, отделения от примесей и доведения до степени сухости 0,8. Полученный пар с температурой 195°C закачивают в паронагнетательную скважину 4. Таким образом происходит циркуляция воды для разработки двух объектов с применением тепла.Hot water with a temperature of 89-97 ° C from injection well 5, entering the reservoir of
В процессе эксплуатации поддерживают уровень компенсации отбора закачкой 100%, при излишке или недостатке воды или пара для обеспечения необходимых уровней компенсации отбора закачкой производят регулировку объемов закачки воды из отстойника 14, где нефть отделяют от воды после подъема продукции из пласта 2 залежи вязкой нефти.During operation, the injection recovery compensation level is maintained at 100%, with excess or lack of water or steam, to ensure the necessary injection compensation levels, the volumes of water injection from the
Аналогично разрабатывают всю залежь.Similarly, the entire deposit is developed.
В таблице 1 приведены результаты расчетов по одному рассматриваемому участку:Table 1 shows the calculation results for one section under consideration:
- вариант 1 - по предлагаемому способу;- option 1 - by the proposed method;
- вариант 2 - по способу, при котором добываемая из залежи сверхвязкой нефти 1 вода не используется для закачки в залежь вязкой нефти 2, а закачивается попутно добываемая (холодная) с того же пласта залежи 2;- option 2 - according to the method in which the water produced from the
- вариант 3, отличающийся от варианта 2 тем, что попутно добываемую из залежи 2 воду нагревают на поверхности и затем закачивают в этот же пласт.-
Срок разработки ограничили 98% обводнения продукции скважин или минимально рентабельным дебитом нефти 0,5 т/сут. В результате по всем вариантам, по уфимскому ярусу, за время разработки, которое составило 41 год, было добыто 189 тыс.т нефти КИН составил 0,210 доли ед., общие затраты - 1042 млн руб., чистый дисконтированный доход (ЧДД) - 42 млн руб. Способ разработки данного объекта во всех вариантах одинаков.The development period was limited to 98% of the watering of the production of wells or a minimum profitable oil flow rate of 0.5 tons / day. As a result, according to all options, in the Ufa layer, during the development period of 41 years, 189 thousand tons of oil were extracted. CIN amounted to 0.210 shares, total costs - 1042 million rubles, net present value (NPV) - 42 million rub. The method for developing this object is the same in all cases.
По турнейскому ярусу за время разработки по предлагаемому способу (вариант 1) было отобрано 193 тыс.т нефти за 41 год, КИН составил 0,302 доли ед., общие затраты - 612 млн руб., ЧДД - 80 млн руб. При разработке согласно варианту 2 было добыто на 75 тыс.т нефти меньше по сравнению с предлагаемым способом, сроки разработки увеличились на 17 лет, КИН был получен на 0,117 доли ед. меньше, а общие затраты больше на 167 млн руб. (из которых подавляющая часть - эксплуатационные затраты в связи с большими сроками разработки), ЧДД меньше на 43 млн руб. При разработке согласно варианту 3 было добыто такое же количество нефти и за такой же срок, что и в предлагаемом способе, однако общие затраты оказались больше на 272 млн руб. (из которых практически все затраты эксплуатационные - на нагрев закачиваемой воды), ЧДД меньше на 77 млн руб.In the Tournaisian stage, during the development of the proposed method (option 1), 193 thousand tons of oil were selected for 41 years, oil recovery factor amounted to 0.302 shares, total costs - 612 million rubles, NPV - 80 million rubles. During the development according to
Таким образом, за счет применения предлагаемого способа удалось повысить темпы отбора, увеличить конечный КИН в целом по участку (в сумме турнейского и уфимского ярусов) на 0,031 и снизить общие затраты на 167 млн руб. по сравнению с разработкой турнейского яруса с закачкой холодной воды и на 272 млн руб. по сравнению с закачкой горячей воды, нагреваемой на поверхности.Thus, due to the application of the proposed method, it was possible to increase the selection rate, increase the final oil recovery factor in the whole site (in the sum of the Tournaisian and Ufa tiers) by 0.031 and reduce the total cost by 167 million rubles. compared with the development of the Tournaisian stage with the injection of cold water and by 272 million rubles. compared to the injection of hot water heated on the surface.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи, темпов отбора нефти и экономии эксплуатационных затрат.The application of the proposed method will solve the problem of increasing oil recovery, the rate of oil extraction and saving operating costs.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013136702/03A RU2528310C1 (en) | 2013-08-06 | 2013-08-06 | Development method for oil deposit area |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013136702/03A RU2528310C1 (en) | 2013-08-06 | 2013-08-06 | Development method for oil deposit area |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2528310C1 true RU2528310C1 (en) | 2014-09-10 |
Family
ID=51540324
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013136702/03A RU2528310C1 (en) | 2013-08-06 | 2013-08-06 | Development method for oil deposit area |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2528310C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2570586C1 (en) * | 2014-11-25 | 2015-12-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method for production of high-viscosity oil from oil deposit in permafrost zone |
| RU2580339C1 (en) * | 2014-12-09 | 2016-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Method for development massive type high-viscous oil deposit |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2103485C1 (en) * | 1994-08-03 | 1998-01-27 | Научно-производственное управление акционерного общества "Оренбургнефть" | Method for development of multiple-bed oil deposit |
| RU2386800C1 (en) * | 2008-12-19 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of multilayer high viscosity oil pool and bitumen |
| EP2382372A2 (en) * | 2008-12-31 | 2011-11-02 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and system for producing hydrocarbons from a hydrate reservoir using available waste heat |
| RU2468194C1 (en) * | 2011-06-01 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections |
| RU2468193C1 (en) * | 2011-06-08 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit in multiple-formation layer-by-layer nonhomogeneous header |
| RU2473796C1 (en) * | 2011-06-16 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of superviscous oil deposit in layer-by-layer non-homogeneous manifold with partial vertical connectivity |
-
2013
- 2013-08-06 RU RU2013136702/03A patent/RU2528310C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2103485C1 (en) * | 1994-08-03 | 1998-01-27 | Научно-производственное управление акционерного общества "Оренбургнефть" | Method for development of multiple-bed oil deposit |
| RU2386800C1 (en) * | 2008-12-19 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of multilayer high viscosity oil pool and bitumen |
| EP2382372A2 (en) * | 2008-12-31 | 2011-11-02 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and system for producing hydrocarbons from a hydrate reservoir using available waste heat |
| RU2468194C1 (en) * | 2011-06-01 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections |
| RU2468193C1 (en) * | 2011-06-08 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit in multiple-formation layer-by-layer nonhomogeneous header |
| RU2473796C1 (en) * | 2011-06-16 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of superviscous oil deposit in layer-by-layer non-homogeneous manifold with partial vertical connectivity |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2570586C1 (en) * | 2014-11-25 | 2015-12-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method for production of high-viscosity oil from oil deposit in permafrost zone |
| RU2580339C1 (en) * | 2014-12-09 | 2016-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Method for development massive type high-viscous oil deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2295030C1 (en) | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2098613C1 (en) | Method of extracting hydrocarbons from underground goudron or heavy oil deposit | |
| RU2368767C1 (en) | High-viscous and heavy oil field development method with thermal action | |
| US6318464B1 (en) | Vapor extraction of hydrocarbon deposits | |
| RU2287677C1 (en) | Method for extracting oil-bitumen deposit | |
| RU2334096C1 (en) | Method of massive type high-viscosity oil pool development | |
| RU2515662C1 (en) | Oil deposit development method | |
| 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 | |
| RU2582256C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| CN105822276A (en) | Inter-crack space synchronous water injection-oil extraction method of multistage fracturing horizontal well | |
| RU2678739C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2599994C1 (en) | Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir | |
| RU2528310C1 (en) | Development method for oil deposit area | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2386800C1 (en) | Development method of multilayer high viscosity oil pool and bitumen | |
| RU2531412C1 (en) | Method of superviscous oil field development | |
| RU2395676C1 (en) | Method of bitumen deposit development | |
| RU2446280C1 (en) | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit | |
| RU2554971C1 (en) | Method of oil field development | |
| Hall et al. | Operation and performance of the Slocum thermal recovery project | |
| RU2199657C2 (en) | Underground-surface method of development of high- viscosity oil deposit | |
| RU2580339C1 (en) | Method for development massive type high-viscous oil deposit |