RU2537456C1 - Development method of deposit of high-viscosity and heavy crude oil with thermal impact - Google Patents

Development method of deposit of high-viscosity and heavy crude oil with thermal impact Download PDF

Info

Publication number
RU2537456C1
RU2537456C1 RU2013148287/03A RU2013148287A RU2537456C1 RU 2537456 C1 RU2537456 C1 RU 2537456C1 RU 2013148287/03 A RU2013148287/03 A RU 2013148287/03A RU 2013148287 A RU2013148287 A RU 2013148287A RU 2537456 C1 RU2537456 C1 RU 2537456C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
production well
production
wells
axis
Prior art date
Application number
RU2013148287/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Илфат Нагимович Файзуллин
Марат Инкилапович Амерханов
Антон Николаевич Береговой
Олег Вячеславович Салимов
Радик Зяузятович Зиятдинов
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2013148287/03A priority Critical patent/RU2537456C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2537456C1 publication Critical patent/RU2537456C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: development method of a deposit of high-viscosity and heavy crude oil involves drilling of one vertical production well. An inspection well is drilled at the distance of 30 m from it; a seismic pickup connected at the head to digital recording equipment is lowered into the inspection well; recording of seismic vibrations in the production well is performed. Hydraulic fracturing is performed in the production well. As per processing results of seismic signals, direction of crack propagation and its dimensions as per azimuth is performed. On both sides from the hydraulic fracturing crack formed out of the production well and at the distance of 15 m from the crack axis and parallel to it there drilled is one row of vertical injection wells with distance of 15 m between wells. Pump equipment is lowered to the production well. Electrical heating equipment is lowered by means of a cable to each injection well. Simultaneous heating of the formation is performed through injection wells and selection of the heated oil is performed from the production well till complete mining-out. Then, the production well is changed over to the inspection one. The second production well is drilled parallel to the shaft of the inspection well changed over from the production well at the distance of 30 m. Then, the above described process is repeated starting from lowering of the seismic pickup to the inspection well. At deviation of the axis of the crack formed out of the second production well from parallel direction to the axis of the crack formed out of the first production well to an angle of 15° and less for mining-out of a bottomhole area of the second production well, there used is an existing row of injection wells; an additional row is drilled parallel to the axis of the crack formed out of the second production well. At deviation of the axis of the crack formed out of the second production well from parallel direction to the axis of the crack formed out of the first production well to an angle of 15° and more for generation of the bottomhole area of the second production well there drilled is a new row of injection wells parallel to the axis of the crack formed out of the second production well at the distance of 15 m from it, and wells of the existing row of injection wells located at the distance of more than 20 m and less than 10 m from the axis of the crack formed out of the second production well are liquidated.
EFFECT: improving deposit development efficiency.
2 dwg

Description

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к разработке высоковязкой и тяжелой нефти.The invention relates to the development of oil fields, in particular to the development of high viscosity and heavy oil.

Известен способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти и битума (патент RU №2373384, МПК E21B 43/24, опубл. 20.11.2009, бюл. №32), включающий бурение нагнетательных горизонтальных скважин, бурение добывающей горизонтальной скважины под каждой нагнетательной скважиной в пределах этого же продуктивного пласта для отбора высоковязкой нефти и битума, закачку теплоносителя в горизонтальные скважины, при этом бурят ряды вертикальных добывающих скважин для отбора высоковязкой нефти и битума, между рядами вертикальных добывающих скважин в пределах продуктивного пласта бурят ряды упомянутых выше горизонтальных скважин, отбирают высоковязкую нефть и битум из горизонтальных добывающих скважин до прорыва теплоносителя в вертикальные добывающие скважины из горизонтальных нагнетательных скважин, после чего закачку теплоносителя в горизонтальные нагнетательные скважины прекращают и переводят их в добывающие скважины, а горизонтальные добывающие скважины - в нагнетательные скважины, в дальнейшем при прорыве теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин, переведенных ранее из добывающих в вертикальные добывающие скважины, производят обратную замену по переводу горизонтальных нагнетательных скважин в добывающие скважины, а горизонтальных добывающих скважин - в нагнетательные скважины и цикл повторяют до выработки пласта, а при снижении дебита продуктивного пласта вертикальные добывающие скважины в рядах через одну переводят в нагнетательные.A known method of thermal exposure to a reservoir of highly viscous oil and bitumen (patent RU No. 2373384, IPC E21B 43/24, published on November 20, 2009, bull. No. 32), including drilling horizontal injection wells, drilling a horizontal production well under each injection well within the same productive formation for the selection of highly viscous oil and bitumen, the injection of coolant into horizontal wells, while drilling rows of vertical production wells for the selection of highly viscous oil and bitumen, between the rows of vertical production wells in the A series of the horizontal wells mentioned above are drilled, high-viscosity oil and bitumen are taken from horizontal production wells before the coolant breaks into vertical production wells from horizontal injection wells, after which the coolant is not pumped into horizontal injection wells and transferred to production wells, and horizontal production wells wells - to injection wells, in the future, when the coolant breaks out of horizontal injection wells, transferred From the production wells to vertical production wells, the horizontal wells are replaced back into production wells, and the horizontal production wells are converted into injection wells and the cycle is repeated until the formation is produced, and if the production rate decreases, the vertical production wells in rows are converted into rows in one injection.

Недостатки способа:The disadvantages of the method:

- во-первых, высокие финансовые и материальные затраты на реализацию способа, связанные с бурением горизонтальной скважины, а также подготовкой теплоносителя (пара) и его закачкой, а именно привлечением насосного оборудования, наземного трубопровода и колонны труб, спущенной в нагнетательную скважину;- firstly, the high financial and material costs associated with the implementation of the method associated with drilling a horizontal well, as well as the preparation of a coolant (steam) and its injection, namely the involvement of pumping equipment, an onshore pipeline and a pipe string lowered into the injection well;

- во-вторых, малая эффективность разработки залежи высоковязкой нефти, так как отбор разогретой высоковязкой и тяжелой нефти осуществляется совместно с попутной водой, образуемой в пласте вследствие конденсации пара;- secondly, the low efficiency of the development of high-viscosity oil deposits, since the selection of heated high-viscosity and heavy oil is carried out together with the associated water formed in the reservoir due to steam condensation;

- в-третьих, невозможность полной выработки запасов высоковязкой и тяжелой нефти из призабойной зоны добывающих скважин из-за прорыва пара в стволы добывающих скважин.- thirdly, the impossibility of the full development of high-viscosity and heavy oil reserves from the bottom-hole zone of production wells due to steam breakthrough into production wellbores.

Известен способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием (патент RU №2368767, МПК E21B 43/24, опубл. 27.07.2009, бюл. №27), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение горизонтальных нагнетательных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, закачку теплоносителя в горизонтальные скважины и отбор высоковязкой и тяжелой нефти из вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, при этом под каждой нагнетательной горизонтальной скважиной в пределах этого же продуктивного пласта бурят дополнительную горизонтальную добывающую скважину для отбора высоковязкой и тяжелой нефти, а вертикальные добывающие и нагнетательные скважины в рядах располагают поочередно, при этом из вертикальных добывающих скважин высоковязкую тяжелую нефть отбирают до прорыва в них теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин, после чего закачку теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины прекращают и переводят их в добывающие, а те добывающие скважины, в которые прорвался теплоноситель, переводят в нагнетательные скважины, в дальнейшем при прорыве теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин в вертикальные добывающие скважины, переведенные ранее из нагнетательных скважин, производят обратную замену по переводу вертикальных нагнетательных скважин в добывающие скважины, а вертикальные добывающие - в нагнетательные и цикл повторяют до полной выработки призабойных зон вертикальных и горизонтальных скважин.A known method of developing deposits of high viscosity and heavy oil with thermal exposure (patent RU No. 2368767, IPC E21B 43/24, publ. 07/27/2009, bull. No. 27), including drilling rows of vertical injection and production wells, drilling horizontal injection wells along the rows vertical wells, coolant pumped into horizontal wells and selection of highly viscous and heavy oil from vertical production and injection wells, while under each horizontal injection well within the same reservoir an additional horizontal production well is selected for the extraction of highly viscous and heavy oil, and vertical production and injection wells are arranged in rows in series, while high-viscosity heavy oil is taken from vertical production wells before the coolant breaks out of them from horizontal injection wells, after which the coolant is pumped into vertical injection wells the wells are stopped and transferred to production wells, and those production wells into which the coolant has broken through are transferred to injection wells in the future, when the coolant breaks out from horizontal injection wells to vertical production wells that were previously transferred from injection wells, they replace the vertical injection wells into production wells, and vertical production wells into injection wells and the cycle is repeated until the bottom-hole zones of vertical and horizontal wells.

Недостатки способа:The disadvantages of the method:

- во-первых, высокие финансовые и материальные затраты на реализацию способа, связанные с бурением горизонтальной скважины, а также подготовкой теплоносителя (пара) и его закачкой, а именно привлечением насосного оборудования, наземного трубопровода и колонны труб, спущенной в нагнетательную скважину;- firstly, the high financial and material costs associated with the implementation of the method associated with drilling a horizontal well, as well as the preparation of a coolant (steam) and its injection, namely the involvement of pumping equipment, an onshore pipeline and a pipe string lowered into the injection well;

- во-вторых, малая эффективность разработки залежи высоковязкой нефти, так как отбор разогретой высоковязкой и тяжелой нефти осуществляется совместно с попутной водой, образуемой в пласте вследствие конденсации пара;- secondly, the low efficiency of the development of high-viscosity oil deposits, since the selection of heated high-viscosity and heavy oil is carried out together with the associated water formed in the reservoir due to steam condensation;

- в-третьих, невозможность полной выработки запасов высоковязкой и тяжелой нефти из призабойной зоны добывающих скважин из-за прорыва пара в стволы добывающих скважин.- thirdly, the impossibility of the full development of high-viscosity and heavy oil reserves from the bottom-hole zone of production wells due to steam breakthrough into production wellbores.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти за счет полной выработки запасов высоковязкой и тяжелой нефти путем термического воздействия на залежь без применения теплоносителя, а также за счет увеличения охвата залежи, вовлеченной в разработку, и исключения прорыва теплоносителя в стволы добывающих скважин вследствие отсутствия закачки пара в нагнетательные скважины, а также снижение финансовых затрат на реализацию способа за счет исключения бурения горизонтальных добывающих скважин.The technical objectives of the proposal are to increase the development efficiency of a highly viscous and heavy oil deposit by fully developing the reserves of highly viscous and heavy oil by thermally influencing the reservoir without using a coolant, as well as by increasing the coverage of the reservoir involved in the development and eliminating the breakthrough of the coolant into the wells of production wells due to the lack of steam injection into injection wells, as well as the reduction in financial costs for the implementation of the method by eliminating horizontal drilling ny producing wells.

Поставленные технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием, включающим бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, разогрев пласта через нагнетательные скважины и отбор высоковязкой и тяжелой нефти из вертикальных добывающих скважин.The stated technical problems are solved by the method of developing deposits of high viscosity and heavy oil with thermal effects, including drilling rows of vertical injection and production wells, heating the formation through injection wells and selecting high viscosity and heavy oil from vertical production wells.

Новым является то, что сначала бурят одну вертикальную добывающую скважину, затем на расстоянии 30 м от добывающей скважины бурят наблюдательную скважину, спускают в наблюдательную скважину сейсмоприемник, обвязанный на устье с цифровой регистрирующей аппаратурой, осуществляют регистрацию сейсмических колебаний в добывающей скважине, производят гидроразрыв пласта в добывающей скважине, при этом в наблюдательной скважине осуществляют регистрацию сейсмических колебаний во время и после гидроразрыва с привязкой по времени с технологическими процессами производства гидроразрыва, по результатам обработки сейсмических сигналов определяют направление развития образованной при гидроразрыве пласта из добывающей скважины трещины и ее размеры по азимуту, затем с двух сторон от трещины гидроразрыва, образованной из добывающей скважины, и на расстоянии 15 м от оси трещины и параллельно ей бурят по одному ряду вертикальных нагнетательных скважин с расстоянием 15 м между скважинами, при этом количество нагнетательных скважин в ряду определяется длиной трещины, оснащают добывающую скважину и ряды нагнетательных скважин эксплуатационным оборудованием, причем в добывающую скважину спускают насосное оборудование, а в каждую нагнетательную скважину спускают электронагревательное оборудование на кабеле, осуществляют одновременное прогревание пласта через нагнетательные скважины и отбор разогретой высоковязкой и тяжелой нефти из добывающей скважины до полной выработки, после чего добывающую скважину переводят в наблюдательную, а параллельно стволу наблюдательной скважины, переведенной из добывающей скважины, на расстоянии 30 м бурят вторую добывающую скважину, после чего процесс, описанный выше, повторяют, начиная со спуска в наблюдательную скважину сейсмоприемника и проведения гидроразрыва пласта во второй добывающей скважине с образованием трещины и заканчивая полной выработкой запасов высоковязкой и тяжелой нефти из второй добывающей скважины, причем при отклонении оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, от параллельного направления к оси трещины, образованной из первой добывающей скважины, на угол 15° и менее для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины используют существующий ряд нагнетательных скважин, при этом дополнительный ряд бурят параллельно оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, аналогично, как описано для первой добывающей скважины, а при отклонении оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, от параллельного направления к оси трещины, образованной из первой добывающей скважины, на 15° и более для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины бурят новый ряд нагнетательных скважин параллельно оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, на расстоянии 15 м от нее и ликвидируют скважины существующего ряда нагнетательных скважин, находящиеся на расстоянии более 20 м и менее 10 м от оси трещины, образованной из второй добывающей скважины.What is new is that at first one vertical production well is drilled, then an observation well is drilled at a distance of 30 m from the production well, a seismic receiver tied to the wellhead with digital recording equipment is lowered into the observation well, seismic vibrations are recorded in the production well, hydraulic fracturing is performed in production well, while in the observation well, seismic vibrations are recorded during and after hydraulic fracturing with a time reference from a technolog According to the results of processing seismic signals, the direction of development of a fracture formed during hydraulic fracturing from a producing well and its dimensions in azimuth, then from two sides of a hydraulic fracture formed from a producing well, and at a distance of 15 m from the axis of the fracture and in parallel she is drilled in one row of vertical injection wells with a distance of 15 m between the wells, while the number of injection wells in the row is determined by the length of the crack, equip production the production well and the rows of injection wells with production equipment, and pumping equipment is lowered into the production well, and electric heating equipment is lowered into the cable to each injection well, the formation is simultaneously heated through the injection wells and the heated high-viscosity and heavy oil is taken from the production well to full production, after whereby the producing well is transferred to the observation well, and parallel to the trunk of the observation well, transferred from the producing well s, at a distance of 30 m, a second production well is drilled, after which the process described above is repeated, starting from the descent of the seismic receiver into the observation well and hydraulic fracturing in the second producing well with the formation of a crack and ending with the full development of reserves of high-viscosity and heavy oil from the second producing wells, and when the axis of the crack formed from the second production well deviates from a parallel direction to the axis of the crack formed from the first production well by an angle of 15 ° or less for the hole the bottomhole shoes of the second production well use the existing series of injection wells, with an additional row being drilled parallel to the axis of the fracture formed from the second production well, similarly as described for the first production well, and when the axis of the fracture formed from the second production well deviates from the parallel directions to the axis of the crack formed from the first production well by 15 ° or more to develop the bottom-hole zone of the second production well are drilling a new series of steam injection wells allel axis crack formed of a second production well at a distance of 15 m from an existing wellbore and eliminate a number of injection wells located at a distance greater than 20 m and less than 10 m from the axis of crack formed from the second production well.

На фиг.1 и 2 схематично изображен процесс реализации предлагаемого способа.Figure 1 and 2 schematically shows the process of implementing the proposed method.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.The proposed method is implemented as follows.

На залежи высоковязкой и тяжелой нефти бурят одну вертикальную добывающую скважину 1 (см. фиг.1). Затем на расстоянии 30 м от добывающей скважины 1 бурят наблюдательную скважину 2.On deposits of high viscosity and heavy oil, one vertical production well 1 is drilled (see Fig. 1). Then, at a distance of 30 m from the production well 1, an observation well 2 is drilled.

Спускают в наблюдательную скважину 2 сейсмоприемники (на фиг.1 и 2 не показаны), обвязанные на устье с цифровой регистрирующей аппаратурой (не показана). Осуществляют регистрацию сейсмических колебаний в добывающей скважине.2 seismometers (not shown in FIGS. 1 and 2) are lowered into the observation well, tied at the wellhead with digital recording equipment (not shown). Seismic vibrations are recorded in the producing well.

Производят гидроразрыв пласта в добывающей скважине 1 (см. фиг.1) с получением трещины 3 гидроразрыва по любой известной технологии, например, как описано в патенте RU №2485306, МПК E21B 43/26, опубл. 20.06.2013.Produce hydraulic fracturing in the production well 1 (see figure 1) to obtain a hydraulic fracture 3 by any known technology, for example, as described in patent RU No. 2485306, IPC E21B 43/26, publ. 06/20/2013.

При этом в наблюдательной скважине 2 осуществляют регистрацию сейсмических колебаний во время гидроразрыва и после гидроразрыва с привязкой по времени с технологическими процессами производства гидроразрыва, например, согласно патенту №2319177, МПК G01V 1/00 «Способ контроля процесса гидроразрыва пласта залежи углеводородов», опубл. 10.03.2008.At the same time, in observation well 2, seismic vibrations are recorded during hydraulic fracturing and after hydraulic fracturing with time reference with hydraulic fracturing production processes, for example, according to patent No. 2319177, IPC G01V 1/00 “Method for monitoring the process of hydraulic fracturing of hydrocarbon deposits”, publ. 03/10/2008.

По результатам обработки сейсмических сигналов определяют направление развития и размеры трещины 3, образованной при гидроразрыве пласта из добывающей скважины 1. Например, образуется трещина 3 длиной 90 м.According to the results of processing the seismic signals, the direction of development and the size of the fracture 3 formed during hydraulic fracturing from the production well 1 are determined. For example, a crack 3 is formed with a length of 90 m.

Проведение гидроразрыва пласта из добывающей скважины с образованием трещины позволяет увеличить охват залежи термическим воздействием и снизить финансовые затраты на реализацию способа за счет исключения бурения горизонтальных скважин.Hydraulic fracturing from the producing well with the formation of a crack allows to increase the coverage of the reservoir by thermal exposure and reduce the financial costs of implementing the method by eliminating the drilling of horizontal wells.

Затем с двух сторон от трещины 3 гидроразрыва, полученной из добывающей скважины 1, на расстоянии по 15 м от оси трещины 3 и параллельно оси трещины 3 бурят первый 4 и второй 5 ряды вертикальных нагнетательных скважин соответственно с расстоянием 15 м между скважинами. Например, в рядах 4 и 5 выполняют по 4 скважины с расстоянием 15 м между ними.Then, on both sides of the hydraulic fracture 3 obtained from the production well 1, at a distance of 15 m from the axis of the fracture 3 and parallel to the axis of the fracture 3, the first 4 and second 5 rows of vertical injection wells are drilled, respectively, with a distance of 15 m between the wells. For example, in rows 4 and 5, 4 wells are performed with a distance of 15 m between them.

Оснащают добывающую 1 и ряды 4 и 5 нагнетательных скважин эксплуатационным оборудованием. В добывающую скважину 1 спускают насосное оборудование любой известной конструкции, предназначенное для отбора разогретой высоковязкой и тяжелой нефти, например винтовой насос.Equip producing 1 and rows 4 and 5 of injection wells with operational equipment. Pumping equipment of any known design designed to select preheated high viscosity and heavy oil, for example a screw pump, is lowered into the production well 1.

В ряды 4 и 5 нагнетательных скважин спускают электронагревательное оборудование на кабеле, обеспечивающее прогревание по всей высоте пласта.In rows 4 and 5 of injection wells, electric heating equipment on the cable is lowered, which ensures heating along the entire height of the formation.

В качестве электронагревательного оборудования используют, например, скважинный электродный нагреватель (СЭН), закрепленный и спущенный в нагнетательную скважину на конце колонны НКТ, соединенный с силовым кабелем и представляющий собой чередующиеся фазные диски-электроды (не показаны), помещенные в корпусе устройства.As electric heating equipment, for example, a downhole electrode heater (SEN) is used, fixed and lowered into an injection well at the end of the tubing string, connected to a power cable and consisting of alternating phase disks-electrodes (not shown) placed in the device case.

По силовому кабелю на фазные диски-электроды СЭН, заполненного токопроводящей жидкостью, подают напряжение, после чего от одного диска-электрода через жидкость к другому диску-электроду начинает течь ток, вызывая нагрев, кипение и образование пара, что в свою очередь ведет к теплообмену между корпусом устройства и внутрискважинной жидкостью, производя тепловую обработку призабойной зоны нагнетательной скважины.A voltage is applied to the phase disks-electrodes of the SEN filled with a conductive liquid through a power cable, after which a current begins to flow from one disk-electrode through the liquid to another disk-electrode, causing heating, boiling, and steam formation, which in turn leads to heat exchange between the body of the device and the downhole fluid, performing heat treatment of the bottom-hole zone of the injection well.

Применение данного электронагревательного устройства исключает попадание теплоносителя (пара) в призабойную зону нагнетательной скважины и обеспечивает равномерное прогревание пласта по всей его высоте скважинным электронагревателем.The use of this electric heating device eliminates the ingress of coolant (steam) into the bottom-hole zone of the injection well and ensures uniform heating of the formation over its entire height by the downhole electric heater.

На устье скважины производят обвязку кабеля каждой нагнетательной скважины рядов 4 и 5 с электрощитом (не показан).At the wellhead, a cable is strapped for each injection well in rows 4 and 5 with an electrical panel (not shown).

Осуществляют одновременное прогревание пласта через ряды 4 и 5 нагнетательных скважин и отбор разогретой высоковязкой и тяжелой нефти из добывающей скважины 1 до полной выработки.Simultaneously warm the formation through rows 4 and 5 of injection wells and select heated high-viscosity and heavy oil from production well 1 until complete production.

После чего добывающую скважину 1 переводят в наблюдательную 1′, а наблюдательную скважину 2 ликвидируют.Then the production well 1 is transferred to the observation 1 ′, and the observation well 2 is eliminated.

Далее на расстоянии 30 м от первой добывающей скважины 1 параллельно ей бурят вторую добывающую скважину 6. Далее спускают в наблюдательную скважину 1′ сейсмоприемник, обвязанный на устье с цифровой регистрирующей аппаратурой и производят ГРП во второй добывающей скважине 6 с образованием трещины 3′, как описано выше.Next, at a distance of 30 m from the first production well 1, a second production well 6 is drilled parallel to it. Next, a seismic receiver connected to the well with digital recording equipment is lowered into the observation well 1 ′ and hydraulic fracturing is performed in the second production well 6 with the formation of a crack 3 ′, as described above.

При отклонении оси трещины 3′ (см. фиг.1), образованной из второй добывающей скважины 6, от параллельного направления к оси трещины 3, образованной из добывающей скважины 1, на 15° и менее для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины 6 используют существующий ряд 5 нагнетательных скважин, при этом дополнительный ряд 7 нагнетательных скважин бурят параллельно оси трещины 3′, образованной из второй добывающей скважины 6, и с противоположной стороны, аналогично, как описано для первой добывающей скважины 1.When the axis of the fracture 3 ′ (see FIG. 1) deviated from the second production well 6 deviates from a parallel direction to the axis of the crack 3 formed from the production well 1 by 15 ° or less, an existing one is used to develop the bottom-hole zone of the second production well 6 a series of 5 injection wells, with an additional row of 7 injection wells being drilled parallel to the axis of the fracture 3 ′ formed from the second production well 6, and from the opposite side, similarly as described for the first production well 1.

При отклонении оси трещины 3′ (см. фиг.2), образованной из второй добывающей скважины 6, от параллельного направления к оси трещины 3, образованной из первой добывающей скважины 1, на 15° и более для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины 6 бурят дополнительный ряд 7′ нагнетательных скважин параллельно оси трещины 3′ на расстоянии 15 м от нее.When the deviation of the axis of the crack 3 ′ (see FIG. 2) formed from the second production well 6 from a parallel direction to the axis of the crack 3 formed from the first production well 1 by 15 ° or more to produce a bottomhole zone of the second production well 6 is drilled an additional row of 7 ′ injection wells parallel to the axis of the crack 3 ′ at a distance of 15 m from it.

А также используют существующий ряд 5 нагнетательных скважин, но при этом ликвидируют скважины существующего ряда 5 нагнетательных скважин, находящиеся на расстояния более 20 м и менее 10 м от оси трещины 3′, образованной из второй добывающей скважины 6. Это нагнетательные скважины 9 и 10 (см. фиг.1 и 2), находящиеся в существующем ряду 5. Бурят новую нагнетательную скважину 8, таким образом получают ряд 5′ (см. фиг.2).They also use the existing row of 5 injection wells, but they will liquidate the wells of the existing row of 5 injection wells located at distances of more than 20 m and less than 10 m from the axis of the 3 ′ fracture formed from the second production well 6. These are injection wells 9 and 10 ( see FIGS. 1 and 2) located in the existing row 5. A new injection well 8 is drilled, thus, row 5 ′ is obtained (see FIG. 2).

После чего оснащают вторую добывающую скважину 6 и ряды 5 и 7 (см. фиг.1) или ряды 5′ и 7′ (см. фиг.2) нагнетательных скважин эксплуатационным оборудованием.Then equip the second producing well 6 and rows 5 and 7 (see figure 1) or rows 5 ′ and 7 ′ (see figure 2) of injection wells with operational equipment.

Во вторую добывающую скважину 6 спускают насосное оборудование любой известной конструкции, предназначенное для отбора разогретой высоковязкой и тяжелой нефти, например винтовой насос.Pumping equipment of any known construction designed to select heated high viscosity and heavy oil, for example a screw pump, is lowered into the second production well 6.

В ряды 5 и 7 (см. фиг.1) и ряды 5′ и 7′ (см. фиг.2) нагнетательных скважин спускают электронагревательное оборудование на кабеле, обеспечивающее прогревание по всей высоте пласта, вскрытого второй добывающей скважиной 6.In rows 5 and 7 (see FIG. 1) and rows 5 ′ and 7 ′ (see FIG. 2) of the injection wells, electric heating equipment is lowered on the cable, which ensures heating along the entire height of the formation exposed by the second production well 6.

На устье скважины производят обвязку электрокабеля каждой нагнетательной скважины рядов 5 и 7 (см. фиг.1) и рядов 5′ и 7′ (см. фиг.2) с электрощитом.At the wellhead, the electric cable is strapped for each injection well in rows 5 and 7 (see FIG. 1) and rows 5 ′ and 7 ′ (see FIG. 2) with an electrical panel.

Осуществляют одновременное прогревание пласта через ряды 5 и 7 (см. фиг.1) и ряды 5′ и 7′ (см. фиг.2) нагнетательных скважин и отбор разогретой высоковязкой и тяжелой нефти из второй добывающей скважины 6 до полной выработки ее призабойной зоны.Carry out simultaneous heating of the formation through rows 5 and 7 (see Fig. 1) and rows 5 ′ and 7 ′ (see Fig. 2) of injection wells and the selection of heated high viscosity and heavy oil from the second production well 6 until its bottom-hole zone is fully developed .

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием позволяет:The proposed method for developing deposits of high viscosity and heavy oil with thermal exposure allows you to:

- повысить эффективность разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти за счет полной выработки запасов высоковязкой и тяжелой нефти путем термического воздействия на залежь без применения теплоносителя, а также за счет увеличения охвата залежи, вовлеченной в разработку, и исключения прорыва теплоносителя в стволы добывающих скважин вследствие отсутствия закачки пара в нагнетательные скважины;- increase the efficiency of development of a highly viscous and heavy oil deposit by fully developing the reserves of highly viscous and heavy oil by thermally influencing the reservoir without using a coolant, as well as by increasing the coverage of the reservoir involved in the development and eliminating the breakthrough of the coolant into the wells of production wells due to the lack of injection steam into injection wells;

- снизить финансовые затраты на реализацию способа за счет исключения бурения горизонтальных добывающих скважин.- reduce financial costs for the implementation of the method by eliminating the drilling of horizontal production wells.

Claims (1)

Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием, включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, разогрев пласта через нагнетательные скважины и отбор высоковязкой и тяжелой нефти из вертикальных добывающих скважин, отличающийся тем, что сначала бурят одну вертикальную добывающую скважину, затем на расстоянии 30 м от добывающей скважины бурят наблюдательную скважину, спускают в наблюдательную скважину сейсмоприемник, обвязанный на устье с цифровой регистрирующей аппаратурой, осуществляют регистрацию сейсмических колебаний в добывающей скважине, производят гидроразрыв пласта в добывающей скважине, при этом в наблюдательной скважине осуществляют регистрацию сейсмических колебаний во время и после гидроразрыва с привязкой по времени с технологическими процессами производства гидроразрыва, по результатам обработки сейсмических сигналов определяют направление развития образованной при гидроразрыве пласта из добывающей скважины трещины и ее размеры по азимуту, затем с двух сторон от трещины гидроразрыва, образованной из добывающей скважины, и на расстоянии 15 м от оси трещины и параллельно ей бурят по одному ряду вертикальных нагнетательных скважин с расстоянием 15 м между скважинами, при этом количество нагнетательных скважин в ряду определяется длиной трещины, оснащают добывающую скважину и ряды нагнетательных скважин эксплуатационным оборудованием, причем в добывающую скважину спускают насосное оборудование, а в каждую нагнетательную скважину спускают электронагревательное оборудование на кабеле, осуществляют одновременное прогревание пласта через нагнетательные скважины и отбор разогретой высоковязкой и тяжелой нефти из добывающей скважины до полной выработки, после чего добывающую скважину переводят в наблюдательную, а параллельно стволу наблюдательной скважины, переведенной из добывающей скважины, на расстоянии 30 м бурят вторую добывающую скважину, после чего процесс, описанный выше, повторяют, начиная со спуска в наблюдательную скважину сейсмоприемника и проведения гидроразрыва пласта во второй добывающей скважине с образованием трещины и заканчивая полной выработкой запасов высоковязкой и тяжелой нефти из второй добывающей скважины, причем при отклонении оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, от параллельного направления к оси трещины, образованной из первой добывающей скважины, на угол 15° и менее для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины используют существующий ряд нагнетательных скважин, при этом дополнительный ряд бурят параллельно оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, аналогично, как описано для первой добывающей скважины, а при отклонении оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, от параллельного направления к оси трещины, образованной из первой добывающей скважины, на 15° и более для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины бурят новый ряд нагнетательных скважин параллельно оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, на расстоянии 15 м от нее и ликвидируют скважины существующего ряда нагнетательных скважин, находящиеся на расстоянии более 20 м и менее 10 м от оси трещины, образованной из второй добывающей скважины. A method of developing a deposit of high viscosity and heavy oil with thermal effects, including drilling a series of vertical injection and production wells, heating the formation through injection wells and selecting high viscosity and heavy oil from vertical production wells, characterized in that they first drill one vertical production well, then at a distance 30 m from the producing well, an observation well is drilled, a seismic receiver tied to the mouth with digital recording equipment is lowered into the observation well st, register seismic vibrations in the production well, produce hydraulic fracturing in the production well, while in the observation well record seismic vibrations during and after hydraulic fracturing with reference to time with hydraulic fracturing production processes, determine the direction of development of the formed seismic signals during hydraulic fracturing from the producing well, the cracks and its dimensions in azimuth, then hydraulic fracturing from two sides of the crack well, formed from the production well, and at a distance of 15 m from the axis of the fracture and parallel to it, drill one row of vertical injection wells with a distance of 15 m between the wells, while the number of injection wells in the row is determined by the length of the crack, the production well and the rows of injection wells are equipped operational equipment, moreover, pumping equipment is lowered into the production well, and electric heating equipment is lowered onto the cable into each injection well, and simultaneous prog formation drilling through injection wells and selection of heated high-viscosity and heavy oil from the producing well to full production, after which the producing well is transferred to the observation well, and a second producing well is drilled at a distance of 30 m from the observation well, which was transferred from the producing well, after which the process described above is repeated, starting from the descent into the observation well of the seismic receiver and hydraulic fracturing in the second producing well with the formation of a crack and ending with the development of reserves of high-viscosity and heavy oil from the second production well, and if the axis of the crack formed from the second production well deviates from the parallel direction to the axis of the crack formed from the first production well by an angle of 15 ° or less to produce the bottom-hole zone of the second production well using the existing series of injection wells, with an additional series being drilled parallel to the axis of the fracture formed from the second production well, similarly as described for the first production well, and when the axis of the crack formed from the second production well deviates from a parallel direction to the axis of the crack formed from the first production well by 15 ° or more, a new series of injection wells are drilled parallel to the axis of the crack formed from the second production well to the bottom zone of the second production well wells, at a distance of 15 m from it and liquidate the wells of the existing series of injection wells located at a distance of more than 20 m and less than 10 m from the axis of the fracture formed from the second production well.
RU2013148287/03A 2013-10-29 2013-10-29 Development method of deposit of high-viscosity and heavy crude oil with thermal impact RU2537456C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013148287/03A RU2537456C1 (en) 2013-10-29 2013-10-29 Development method of deposit of high-viscosity and heavy crude oil with thermal impact

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013148287/03A RU2537456C1 (en) 2013-10-29 2013-10-29 Development method of deposit of high-viscosity and heavy crude oil with thermal impact

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2537456C1 true RU2537456C1 (en) 2015-01-10

Family

ID=53287755

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013148287/03A RU2537456C1 (en) 2013-10-29 2013-10-29 Development method of deposit of high-viscosity and heavy crude oil with thermal impact

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2537456C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2667248C1 (en) * 2017-10-12 2018-09-18 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for determining spatial orientation of fracture of hydraulic fracturing in horizontal wellbore

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2199656C2 (en) * 2001-04-17 2003-02-27 ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" Method of thermal stimulation of high-viscosity oil deposit
RU2231631C1 (en) * 2002-12-15 2004-06-27 Дыбленко Валерий Петрович Method of development of an oil pool
RU2319177C1 (en) * 2006-06-19 2008-03-10 Югорский научно-исследовательский институт информационных технологий Method for controlling process of hydro-disruption of hydrocarbon deposit formation
US7569523B2 (en) * 2001-09-26 2009-08-04 Cooke Jr Claude E Method and materials for hydraulic fracturing of wells using a liquid degradable thermoplastic polymer
RU2368767C1 (en) * 2008-03-31 2009-09-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина High-viscous and heavy oil field development method with thermal action
RU2373384C1 (en) * 2008-05-04 2009-11-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of thermal impact at deposit of highly viscous oil and bitumen

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2199656C2 (en) * 2001-04-17 2003-02-27 ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" Method of thermal stimulation of high-viscosity oil deposit
US7569523B2 (en) * 2001-09-26 2009-08-04 Cooke Jr Claude E Method and materials for hydraulic fracturing of wells using a liquid degradable thermoplastic polymer
RU2231631C1 (en) * 2002-12-15 2004-06-27 Дыбленко Валерий Петрович Method of development of an oil pool
RU2319177C1 (en) * 2006-06-19 2008-03-10 Югорский научно-исследовательский институт информационных технологий Method for controlling process of hydro-disruption of hydrocarbon deposit formation
RU2368767C1 (en) * 2008-03-31 2009-09-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина High-viscous and heavy oil field development method with thermal action
RU2373384C1 (en) * 2008-05-04 2009-11-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of thermal impact at deposit of highly viscous oil and bitumen

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2667248C1 (en) * 2017-10-12 2018-09-18 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for determining spatial orientation of fracture of hydraulic fracturing in horizontal wellbore

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10436000B2 (en) Fishbone well configuration for SAGD
US9567842B2 (en) Radial fishbone SAGD
US11306570B2 (en) Fishbones, electric heaters and proppant to produce oil
CA3010530C (en) Single well cross steam and gravity drainage (sw-xsagd)
CA2744749C (en) Basal planer gravity drainage
CA2744767C (en) Dual mobilizing agents in basal planar gravity drainage
Duval et al. Successful application of hot-water circulation in the Pelican Lake field: results and analyses of the E29 hot-water-injection pilot
RU2433254C1 (en) Method of oil filed development
RU2526047C1 (en) Development of extra-heavy crude oil
RU2537456C1 (en) Development method of deposit of high-viscosity and heavy crude oil with thermal impact
RU2555163C1 (en) Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells
Buell et al. Design and Operational Experience with Horizontal Steam Injectors in Kern River Field, California, USA
RU2467161C1 (en) Thermal well method of developing fractured deposit of extra-heavy oil
RU2627345C1 (en) Development method of high-viscosity oil or bitumen deposit with application of hydraulic fracture
RU2431745C1 (en) Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of two well head horizontal wells
RU2486335C1 (en) Method of development for ultraviscous oil deposits with thermal influence
Guinand et al. Drilling the first SAGD wells in the Orinoco oil-belt bare field: a case history
RU2560016C1 (en) Method to produce high-viscosity oil and bitumen
CA2963459A1 (en) The method of thermal reservoir stimulation
RU2431743C1 (en) Procedure for development of deposits of high viscous oil and bitumen by means of wells with horizontal inclined sections
RU2564311C1 (en) Method of production of high viscous oil and bitumen
RU2626482C1 (en) Recovery method of high-viscosity oil or bitumen deposit, using hydraulic fractures
Samir et al. Evaluating steam injection profile with high temperature memory PLT
RU2399753C2 (en) Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen
RU2623407C1 (en) Method of bitumen field development