RU2543843C1

RU2543843C1 - Thermoshaft method of high-viscosity oil pool development

Info

Publication number: RU2543843C1
Application number: RU2014101181/03A
Authority: RU
Inventors: Данил Юрьевич Седнев; Алексей Михайлович Седунин
Priority date: 2014-01-15
Filing date: 2014-01-15
Publication date: 2015-03-10

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: thermoshaft method of high-viscosity oil pool development includes the injection of a heat carrier to an oil reservoir through vertical injectors, extraction of a formation fluid through upward and horizontal producers drilled from the drilled pathway of the oil formation, at that in the drilled pathway wellheads of producers of the upper and lower layers are coupled in pairs by pipelines with stop valves and the production of the formation fluid is carried out in a cyclic mode, the producers of the upper layer are used in an injection mode until the wells of the lower layer are filled and in a production mode - until the minimum or complete discharge of the formation fluid is obtained.

EFFECT: improved crude oil recovery factor, even heating of the formation from up to bottom.

2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения нефти, обладающей аномально высокой вязкостью.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of an oil field having an abnormally high viscosity.

Известен способ разработки месторождений сверхвязкой нефти, включающей строительство горизонтальных добывающих и нагнетательных вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры (RU 2471972 С1, опубл. 10.01.2013 г.).A known method for the development of super-viscous oil fields, including the construction of horizontal production and injection vertical observation wells, pumping coolant through injection wells with heating the reservoir and creating a steam chamber, product selection due to steam gravity drainage through production wells and monitoring the state of the steam chamber (RU 2471972 C1 , published January 10, 2013).

Недостатком известного способа является неравномерный прогрев нефтяного плата и низкий коэффициент извлечения нефти.The disadvantage of this method is the uneven heating of the oil plate and a low coefficient of oil recovery.

Известен способ обработки углеводородосодержащих пластов с использованием неравномерно расположенных источников тепла (RU 2477368 С2, опубл. 13.10.2008 г.).A known method of processing hydrocarbon-containing formations using unevenly distributed heat sources (RU 2477368 C2, publ. 13.10.2008).

Недостатком известного способа является отсутствие распределения тепла по толщине пласта, инерционность системы, вертикальное расположение добывающих скважин, различная цикличность закачки-добычи, проходка добывающих скважин в пустых породах и, следовательно, низкая производительность способа.The disadvantage of this method is the lack of heat distribution over the thickness of the reservoir, the inertia of the system, the vertical location of production wells, different cycles of injection and production, sinking of production wells in empty rocks and, therefore, the low productivity of the method.

Известен способ шахтной разработки нефтяных месторождений, заключающийся в прогреве продуктивного пласта теплоносителем, закачиваемым в горизонтальные или наклонные скважины, расположенные вкрест простирания трещин, и последующем отборе нефти, и после предварительного прогрева пласта в смешении теплоносителя с поверхностно-активным веществом, стабилизатором и газовой фазой и подачей в скважины, расположенные вдоль простирания трещин (RU 925149, опубл. 28.08.80).There is a method of mine development of oil fields, which consists in heating the reservoir with a coolant pumped into horizontal or inclined wells located across the extension of the cracks, and subsequent selection of oil, and after preliminary heating of the reservoir by mixing the coolant with a surfactant, stabilizer and gas phase and supply to wells located along the strike of fractures (RU 925149, publ. 28.08.80).

Недостатком известного способа является сложность его осуществления, связанная с необходимостью подготовки смешанного теплоносителя с поверхностно-активным веществом с целью обеспечения равномерного прогрева разрабатываемого участка нефтяного пласта.The disadvantage of this method is the complexity of its implementation, associated with the need to prepare a mixed coolant with a surfactant in order to ensure uniform heating of the developed section of the oil reservoir.

Наиболее близким способом к заявленному является способ термошахтной разработки высоковязкой нефти разветвленными скважинами, включающий закачку теплоносителя в нефтяной пласт через поверхностные нагнетательные скважины, распределение пара посредством разветвленных парораспределительных скважин, отбор пластовой жидкости через восходящие или горизонтальные разветвленные добывающие скважины. Устья подземных парораспределительных и добывающих скважин обсаживают термоизолированными колоннами (RU 2287053 С1, опубл. 10.11.2006).The closest method to the claimed one is the method of thermogas development of highly viscous oil by branched wells, including pumping the coolant into the oil reservoir through surface injection wells, distributing steam through branched steam distribution wells, and selecting reservoir fluid through ascending or horizontal branched production wells. The mouths of underground steam distribution and production wells are lined with thermally insulated columns (RU 2287053 C1, publ. 10.11.2006).

Недостатком известного способа является низкий коэффициент извлечения пластовой нефти 0,5-0,7 и высокие энергозатраты из-за наличия тепловых потерь и недостаточного прогрева нижней части продуктивного нефтяного пласта.The disadvantage of this method is the low coefficient of extraction of reservoir oil 0.5-0.7 and high energy consumption due to the presence of heat loss and insufficient heating of the lower part of the productive oil reservoir.

Технический результат заключается в создании термошахтного способа разработки высоковязкой нефти, позволяющего повысить коэффициент извлечения пластовой нефти на 7-9% в зависимости от геологических условий и снизить энергозатраты за счет осуществления равномерного прогрева нефтяного пласта по высоте.The technical result consists in creating a thermal mine method for the development of highly viscous oil, which allows to increase the recovery coefficient of reservoir oil by 7-9% depending on geological conditions and reduce energy consumption by uniformly heating the oil reservoir in height.

Технический результат достигается за счет того, что при осуществлении термошахтного способа разработки высоковязкой нефти, включающего закачку теплоносителя в нефтяной пласт через вертикальные нагнетательные скважины, отбор пластовой жидкости через восходящие и горизонтальные добывающие скважины, пробуренные из буровой галереи нефтяного пласта, согласно изобретению в буровой галерее устья добывающих скважин верхних и нижних ярусов соединяют попарно трубопроводами с запорной арматурой, а добычу пластовой жидкости ведут в циклическом режиме, при этом добывающие скважины верхнего яруса используют в нагнетательном режиме до момента заполнения пластовой жидкостью скважины нижнего яруса, а в добывающем - до момента минимального или полного истечения пластовой жидкости.The technical result is achieved due to the fact that when implementing the thermal mine method of developing highly viscous oil, including pumping coolant into the oil reservoir through vertical injection wells, selecting reservoir fluid through ascending and horizontal production wells drilled from the oil gallery of the oil reservoir, according to the invention, in the well gallery production wells of the upper and lower tiers are connected in pairs by pipelines with shutoff valves, and the production of formation fluid is carried out in cycles th mode, while upper tier production wells are used in the discharge mode until the formation fluid filling the well of the lower tier, and extractives - minimum or until the expiration of the full reservoir fluid.

Скважины верхнего яруса имеют тенденцию к прорывам теплоносителя (пара), а скважины нижнего яруса как правило являются низкодебетными.Wells in the upper tier tend to break through the coolant (steam), and wells in the lower tier are generally low-yield.

При подаче теплоносителя (пара) в вертикальные нагнетательные скважины тепловой фронт подходит к добывающим скважинам различных ярусов, начиная с верхнего. Соединение устьев добывающих скважин верхнего и нижнего ярусов попарно трубопроводом с запорной арматурой позволяет осуществлять регулирование равномерного распределения теплоносителя (пара) по высоте нефтяного пласта и необходимый нагрев его нижнего яруса.When a coolant (steam) is supplied to vertical injection wells, the heat front approaches production wells of various tiers, starting from the top. The connection of the mouths of the producing wells of the upper and lower tiers in pairs with a pipeline with shutoff valves allows you to control the uniform distribution of the coolant (steam) along the height of the oil reservoir and the necessary heating of its lower tier.

Регулирование подачи теплоносителя с помощью запорной арматуры позволяет эксплуатировать скважины верхнего яруса в двух режимах - нагнетательном и добывающем, обеспечивая высокую эффективность нефтедобычи за счет оптимизации подвода и распределения тепловой энергии.Regulation of the flow of coolant using shutoff valves allows you to operate the upper tier wells in two modes - injection and production, providing high oil production efficiency by optimizing the supply and distribution of thermal energy.

Таким образом, существенные признаки, указанные в формуле изобретения, позволяют решать техническую задачу, т.е. осуществлять эффективное распределение теплоносителя по ярусам нефтяного пласта, в особенности в нижней части, и к концу разработки участка нефтяного плата снижать разность коэффициентов нефтеизвлечения ярусов пласта, повышая коэффициент извлечения нефти на 7-9% при низких энергозатратах на добычу.Thus, the essential features indicated in the claims allow to solve the technical problem, i.e. to carry out effective distribution of the coolant along the layers of the oil reservoir, especially in the lower part, and by the end of the development of the oil circuit section, reduce the difference in the oil recovery coefficients of the formation tiers, increasing the oil recovery coefficient by 7-9% at low energy consumption for production.

На фиг.1 представлен добычной комплекс, реализующий заявляемый способ.Figure 1 presents the mining complex that implements the inventive method.

На фиг.2 показана схема установки соединительных трубопроводов и запорной арматуры в нефтяном пласте.Figure 2 shows the installation diagram of the connecting pipelines and valves in the oil reservoir.

Добычной комплекс для осуществления заявляемого способа строят следующим образом.The mining complex for the implementation of the proposed method is constructed as follows.

Вначале над нефтяным пластом с поверхности строят вертикальные воздухоподающий и вентиляционный стволы 1. Далее выполняют сеть капитальных горных выработок 2. Перед проходкой наклонных горных выработок 4, т.е. уклона и ходка, строят систему, состоящую из лебедочной и подземной распределительной подстанций (не показаны). После проходки горных выработок 4 в подошве нефтяного пласта выполняют буровую галерею 5. С поверхности по периферии уклонного блока бурят вертикальные нагнетательные скважины 6 для подачи теплоносителя (пара), соединенные с котельной или парогенератором 7. Из буровой галереи 5 бурят по плотной сетке наклонные и горизонтальные добывающие скважины 8. В зависимости от толщины нефтяной пласт 9 делят по высоте на верхний и нижний ярусы. Устья скважин верхнего и нижнего ярусов соединяют трубопроводом 10 и устанавливают запорную арматуру 11 (фиг.2).First, vertical air supply and ventilation shafts are built above the oil reservoir from the surface 1. Next, a network of mine workings 2 is completed. Before driving inclined workings 4, i.e. slope and walker, build a system consisting of winch and underground distribution substations (not shown). After driving the mine workings 4, a drilling gallery 5 is made at the bottom of the oil reservoir. Vertical injection wells 6 are drilled from the surface around the periphery of the slope block to supply coolant (steam) connected to the boiler room or steam generator 7. Inclined and horizontal are drilled from the drilling gallery 5 on a dense grid producing wells 8. Depending on the thickness of the oil reservoir 9 is divided by height into upper and lower tiers. The wellheads of the upper and lower tiers are connected by a pipeline 10 and stop valves 11 are installed (Fig. 2).

Добычу пластовой воды и нефти заявляемым способом осуществляют в следующем порядке.The production of produced water and oil by the claimed method is carried out in the following order.

При разных состояниях запорной арматуры 11 добывающая скважина 8 верхнего яруса, имеющая тенденцию к прорывам пара в уклонный блок, может работать в 2-х режимах: нагнетательном и добывающем. В нагнетательном режиме скважина 8 верхнего яруса работает до момента заполнения пластовой жидкостью скважины 8 нижнего яруса. В добывающем режиме скважина 8 нижнего яруса работает до момента снижения истечения пластовой жидкости до минимального, либо полного истечения в течение одного цикла.Under different conditions of shutoff valves 11, the production well 8 of the upper tier, which tends to break through steam into the slope block, can operate in 2 modes: injection and production. In the injection mode, the well 8 of the upper tier operates until the formation fluid of the well 8 of the lower tier is filled with formation fluid. In the production mode, the well 8 of the lower tier is operating until the outflow of formation fluid to a minimum or complete outflow in one cycle.

Таким образом, предлагаемый термошахтный способ разработки высоковязкой нефти позволяет осуществлять эффективный подвод и распределение тепловой энергии внутри нефтяного пласта, в особенности в нижней части, и к концу разработки участка нефтяного плата снижать разность коэффициентов нефтеизвлечения ярусов пласта, повышая коэффициент извлечения пластовой нефти до 0,77 при низких энергозатратах.Thus, the proposed thermal mine method for the development of high-viscosity oil allows efficient supply and distribution of thermal energy within the oil reservoir, especially in the lower part, and by the end of the development of the oil circuit board, reduce the difference in the oil recovery coefficients of the formation tiers, increasing the recovery coefficient of the reservoir oil to 0.77 at low energy consumption.

Claims

Thermal mine method of developing highly viscous oil, including pumping coolant into the oil reservoir through vertical injection wells, withdrawing reservoir fluid through ascending and horizontal production wells drilled from the oil gallery’s drilling gallery, characterized in that the mouths of the production wells of the upper and lower tiers are connected in pairs pipelines with valves, and the production of formation fluid is carried out in a cyclic mode, while the production wells of the upper tier are used in the heel in the production mode until the bottom layer is filled with formation fluid, and in the production mode, until the formation fluid is minimized or completely expired.