RU2555713C1 - Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen - Google Patents
Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen Download PDFInfo
- Publication number
- RU2555713C1 RU2555713C1 RU2014122644/03A RU2014122644A RU2555713C1 RU 2555713 C1 RU2555713 C1 RU 2555713C1 RU 2014122644/03 A RU2014122644/03 A RU 2014122644/03A RU 2014122644 A RU2014122644 A RU 2014122644A RU 2555713 C1 RU2555713 C1 RU 2555713C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- heating
- horizontal
- injection
- steam
- pipe
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Предлагаемый способ относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки залежи высоковязкой нефти или битума при циклическом воздействии пара и углеводородного растворителя на пласт через нагнетательные горизонтальные скважины.The proposed method relates to the oil industry, in particular to the field of development of deposits of highly viscous oil or bitumen during cyclic exposure to steam and hydrocarbon solvent on the formation through horizontal injection wells.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2387818, МПК E21B 43/24, опубл. 27.04.2010, бюл. 12), согласно которому производят закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции. Согласно изобретению в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол. Совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержанием температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель.A known method for the development of deposits of highly viscous oil (patent RU No. 2387818, IPC E21B 43/24, published on 04/27/2010, bull. 12), according to which steam is injected into the formation, the formation is heated with the creation of a steam chamber, and steam and hydrocarbon solvent are injected together and product selection. According to the invention, a mixture of hydrocarbons of the limiting aliphatic and aromatic series, the main component of which is benzene, is used as a hydrocarbon solvent. The combined injection of steam and a hydrocarbon solvent is carried out after reaching a temperature in the steam chamber of not less than the phase transition temperature of the steam and hydrocarbon solvent mixture with maintaining the temperature in the steam chamber not lower than the temperature of the phase transition of the steam-hydrocarbon solvent mixture.
Недостатком способа является то, что закачки пара и углеводородного растворителя в пласт проводятся без учета их влияния на изменение вязкости продукции в пласте. Не проводится контроль за изменением фракционного состава нефти в процессе закачки пара и углеводородного растворителя, отсутствуют данные о количестве осаждаемых в пласте фракций нефти с высокими температурами кипения и соответственно высокой вязкостью. Способ не может решить задачу равномерного прогрева паровой камеры, т.к. не используется неравномерная перфорация по всей длине горизонтального участка нагнетательной скважины, позволяющая отключать зоны температурных пиков, выравнивая фронт продвижения пара по горизонтальному стволу и снижая вероятность прорыва закачиваемого пара в горизонтальный участок добывающей скважины. В результате происходит нерациональный расход пара и дорогостоящего углеводородного растворителя, не достигаются запланированные уровни отбора высоковязкой нефти.The disadvantage of this method is that the injection of steam and hydrocarbon solvent into the reservoir is carried out without taking into account their influence on the change in viscosity of the product in the reservoir. There is no control over the change in the fractional composition of oil during the injection of steam and hydrocarbon solvent; there is no data on the amount of oil fractions deposited in the formation with high boiling points and correspondingly high viscosities. The method cannot solve the problem of uniform heating of the steam chamber, because not used uneven perforation along the entire length of the horizontal section of the injection well, which allows you to disable the zone of temperature peaks, aligning the front of the steam along the horizontal wellbore and reducing the likelihood of breakthrough of the injected steam in the horizontal section of the producing well. As a result, there is an irrational consumption of steam and an expensive hydrocarbon solvent, and the planned levels of selection of high-viscosity oil are not achieved.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину (патент RU №2412342, МПК E21B 43/24, опубл. 20.02.2011, бюл. 5), включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков. С учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева. При строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, в нагнетательную скважину спускают колонны труб по типу «труба в трубе» с изолированными друг от друга внутренними пространствами, причем выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре и разнесены по длине горизонтального участка, разбивая его на зоны прогрева так, чтобы исключить прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону. На устье колонны для закачки теплоносителя оснащают каждую самостоятельными трубопроводами с регулируемыми задвижками, которыми регулируют подачу теплоносителя в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой в добывающей скважине.The closest in technical essence is the method of developing a heavy oil or bitumen field with regulation of the coolant injection into the well (patent RU No. 2412342, IPC E21B 43/24, publ. 02.20.2011, bull. 5), including the construction of the upper injection well and lower production wells with horizontal sections located one above the other, coolant injection through a horizontal injection well with heating the formation, creating a steam chamber and taking products through a horizontal production well, at which m thermogram steam chamber is removed, analyzed its warm state to the warm-uniformity and presence of temperature peaks. Taking into account the obtained thermograms, the steam chamber is uniformly heated, changing the heating zone. During the construction of wells, their horizontal sections are equipped with filters, pipe columns in the “pipe in pipe” type with internal spaces isolated from each other are lowered into the injection well, and the outlet openings of the pipe columns are placed in the filter and spaced along the length of the horizontal section, breaking it into heating zones so as to prevent breakthrough of the coolant into the producing well through a warmer zone. At the mouth of the coolant injection column, each is equipped with separate pipelines with adjustable valves, which regulate the flow of the coolant depending on the thermogram of the steam chamber taken in the production well.
Недостатком способа является то, что закачки пара в пласт проводятся без учета их влияния на изменение вязкости продукции в пласте и компонентного состава высоковязкой нефти или битума. Данный способ не может решить задачу равномерного прогрева паровой камеры, т.к. не используется неравномерная перфорация по всей длине горизонтального участка нагнетательной скважины, позволяющая при закачке теплоносителя сократить количество зон температурных пиков и снизить вероятность прорыва закачиваемого пара в горизонтальный участок добывающей скважины. При неравномерной перфорации нет необходимости разбивать горизонтальный участок на большое количество зон прогрева, что ведет к уменьшению количества колонн труб, используемых для закачки теплоносителя и соответственно экономии материальных затрат на строительство горизонтальной скважины. Непрерывная закачка пара увеличивает энергозатраты на нагрев пара по сравнению с его циклическим использованием. В результате происходит нерациональный расход пара, не достигаются запланированные уровни отбора высоковязкой нефти или битума.The disadvantage of this method is that steam injection into the formation is carried out without taking into account their influence on the change in the viscosity of the products in the formation and the component composition of high-viscosity oil or bitumen. This method cannot solve the problem of uniform heating of the steam chamber, because uneven perforation is not used along the entire length of the horizontal section of the injection well, which allows reducing the number of temperature peaks during the injection of the coolant and reducing the likelihood of breakthrough of the injected steam in the horizontal section of the producing well. With uneven perforation, there is no need to divide the horizontal section into a large number of heating zones, which leads to a decrease in the number of pipe columns used for pumping coolant and, accordingly, saving material costs for the construction of a horizontal well. Continuous steam injection increases the energy consumption for heating steam compared to its cyclic use. As a result, irrational consumption of steam occurs, the planned levels of extraction of high-viscosity oil or bitumen are not achieved.
Техническими задачами предлагаемого способа являются увеличение уровня добычи высоковязкой нефти или битума, снижение материальных затрат и экономии энергоресурсов в результате постоянного контроля за изменением вязкости добываемой продукции, равномерного прогрева пласта, используя неравномерную перфорацию по всей длине горизонтальной части нагнетательной скважины с выделением зон прогрева, позволяющих регулировать объемы закачки в пласт пара и попутного газа.The technical objectives of the proposed method are to increase the production of highly viscous oil or bitumen, reduce material costs and save energy as a result of constant monitoring of changes in the viscosity of the produced products, uniform heating of the formation, using uneven perforation along the entire length of the horizontal part of the injection well with the allocation of heating zones that allow you to adjust volumes of injection into the reservoir of steam and associated gas.
Технические задачи решаются способом разработки высоковязкой нефти или битума, включающим строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, которые оборудуют фильтрами, причем в нагнетательную скважину спускают колонны труб по типу «труба в трубе» с изолированными друг от друга с помощью пакеров внутренними пространствами, а выходные отверстия колонн труб размещают в фильтре и распределяют по длине горизонтального участка, разбивая его на зоны прогрева, закачку теплоносителя производят через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева подачей необходимого количества теплоносителя в соответствующую колонну труб для исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону.Technical problems are solved by the method of developing highly viscous oil or bitumen, including the construction of an upper injection well and a lower production well with horizontal sections located one above the other, which are equipped with filters, and pipe columns in the pipe-in-pipe type with isolated from each other are lowered into the injection well each other with the help of packers in the internal spaces, and the outlet openings of the pipe columns are placed in the filter and distributed along the length of the horizontal section, breaking it into zones of heating, the coolant is injected through a horizontal injection well with heating the formation, creating a steam chamber and taking products through a horizontal producing well, in which thermograms of the steam chamber are taken, the state of its heating is analyzed for uniformity of heating and the presence of temperature peaks and, taking into account the obtained thermograms, uniform heating is carried out steam chamber, changing the heating zone by supplying the necessary amount of coolant to the corresponding pipe string to prevent breakthrough coolant into the producing well through a warmer zone.
Новым является то, что при строительстве нагнетательной скважины с горизонтальным участком для более равномерного прогрева пласта фильтры и колонны труб выполняют с увеличением суммарной площади сечения отверстий от начала горизонтального участка в пласте к забою, а при эксплуатации после увеличения вязкости отбираемой продукции в 3-5 раз прекращают закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и закачивают газообразный углеводородный растворитель через соответствующую колонну труб в зону прогрева с наименьшей температурой до снижения температуры отбираемой продукции на 10-25%, после чего циклы закачки пара в соответствующие зоны прогрева и газообразного углеводородного растворителя с отбором продукции повторяют.New is that during the construction of an injection well with a horizontal section for more uniform heating of the formation, filters and pipe columns are performed with an increase in the total cross-sectional area of the holes from the beginning of the horizontal section in the formation to the bottom, and during operation, after increasing the viscosity of the selected products by 3-5 times stop the coolant pumping into the injection well and gaseous hydrocarbon solvent is pumped through the corresponding pipe string into the heating zone with the lowest temperature until withdrawn product temperature decreases to 10-25%, after which steam injection cycles corresponding to the heating zone and a gaseous hydrocarbon solvent with a selection of products is repeated.
На чертеже изображена схема осуществления предлагаемого способа разработки залежи высоковязкой нефти или битума.The drawing shows a diagram of the implementation of the proposed method for the development of deposits of highly viscous oil or bitumen.
Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.The inventive method is carried out in the following sequence.
Залежь 1, состоящую из одного и более пластов, разбуривают скважинами по редкой сетке. Уточняют геологическое строение залежи 1. Определяют проницаемость, пористость пласта, вязкость высоковязкой нефти или битума. Проводят гидродинамические исследования с определением пластового давления, температуры. Выбирают участок с нефтенасыщенными толщинами h более 15 м.Deposit 1, consisting of one or more layers, is drilled with wells on a rare grid. Clarify the geological structure of reservoir 1. Determine the permeability, formation porosity, viscosity of high viscosity oil or bitumen. Conduct hydrodynamic studies with the definition of reservoir pressure, temperature. Choose a site with oil-saturated thicknesses h more than 15 m.
Сначала строят нагнетательную 2, затем добывающую 3 скважины с горизонтальными участками b. Их размещают друг над другом в одной вертикальной плоскости на расстоянии l=5,0-7,0 м, что предотвращает преждевременный прорыв конденсата к добывающей горизонтальной скважине 3. В процессе строительства скважин 2, 3 горизонтальные участки b соответственно оборудуют фильтрами 4.First build injection 2, then producing 3 wells with horizontal sections b. They are placed one above the other in the same vertical plane at a distance l = 5.0-7.0 m, which prevents premature breakthrough of condensate to the producing horizontal well 3. During the construction of wells 2, 3, horizontal sections b are respectively equipped with filters 4.
В нагнетательную скважину 2 спускают колонны труб 5, 6 по типу «труба в трубе» с изолированными друг от друга внутренними пространствами с помощью пакеров 7 в интервале продуктивного пласта 1. Нижний конец колонны труб 6 заглушен.Columns 5, 6 of the pipe-in-pipe type with insulated from each other internal spaces are lowered into the injection well 2 using packers 7 in the interval of the productive formation 1. The lower end of the pipe string 6 is plugged.
Добывающую горизонтальную скважину 3 проводят в наиболее проницаемом прослое, причем она располагается выше подошвы пласта 1 высоковязкой нефти или битума на расстоянии а=3,0-4,0 м, а водонефтяного контакта 9 - на расстоянии а≥6,0 м, увеличивающем безводный период эксплуатации скважины. Уменьшение расстояния до водонефтяного контакта 9 приведет к прорыву подошвенной воды к горизонтальному участку добывающей скважины 3 в результате резкого различия вязкостей высоковязкой нефти или битума и пластовой воды. В добывающую скважину 3 спускают колонну насосно-компрессорных труб 10 с погружным насосом 11 на конце.The producing horizontal well 3 is carried out in the most permeable interlayer, and it is located above the bottom of the formation 1 of highly viscous oil or bitumen at a distance of a = 3.0-4.0 m, and the oil-water contact 9 - at a distance of a ≥6.0 m, increasing anhydrous well operation period. Reducing the distance to the oil-water contact 9 will lead to a breakthrough of bottom water to the horizontal section of the producing well 3 as a result of a sharp difference in the viscosities of high-viscosity oil or bitumen and produced water. A column of tubing 10 is lowered into a production well 3 with a submersible pump 11 at the end.
Согласно налоговому кодексу РФ, с введением дифференцированного налогообложения на добычу полезных ископаемых (НДПИ), принята следующая классификация нефти: к высоковязкой (тяжелой) нефти относится нефть, вязкость которой в пластовых условиях составляет 200-10000 мПа·с, к сверхвысоковязкой (битуму) - нефть с вязкостью в пластовых условиях свыше 10000 мПа·с.According to the tax code of the Russian Federation, with the introduction of differentiated taxation on mineral extraction (MET), the following classification of oil is adopted: high viscosity (heavy) oil refers to oil, whose viscosity under reservoir conditions is 200-10000 MPa · s, to ultrahigh viscosity (bitumen) - oil with a viscosity in reservoir conditions of more than 10,000 MPa · s.
Высокая вязкость нефти или битума обуславливает применение скважинных тепловых методов разработки залежи 1 с дополнительной закачкой газообразных углеводородных растворителей, которые представляют собой индивидуальные химические соединения или смеси, способные растворять различные вещества, т.е. образовывать с ними однородные системы переменного состава, состоящие из двух или большего числа компонентов. При воздействии на высоковязкую нефть или битум газообразными углеводородными растворителями происходит полное их смешение с растворителем, в результате чего вязкость снижается.The high viscosity of oil or bitumen causes the use of borehole thermal methods for developing reservoir 1 with an additional injection of gaseous hydrocarbon solvents, which are individual chemical compounds or mixtures capable of dissolving various substances, i.e. form homogeneous systems of variable composition with them, consisting of two or more components. When exposed to high viscosity oil or bitumen with gaseous hydrocarbon solvents, they are completely mixed with the solvent, as a result of which the viscosity decreases.
Механизм вытеснения высоковязкой нефти или битума паром заключается в распространении зоны воздействия пара по пласту 1 при увеличении пластового давления. Нагнетаемый пар стремится в верхнюю часть пласта. На границе паровой камеры при передаче тепла образуется конденсат, а прогретая высоковязкая нефть или битум вытесняются под действием сил гравитации к нижней добывающей горизонтальной скважине 3.The mechanism of displacement of highly viscous oil or bitumen by steam consists in the spread of the steam exposure zone through the reservoir 1 with increasing reservoir pressure. The injected steam tends to the upper part of the reservoir. Condensation forms at the boundary of the steam chamber during heat transfer, and heated high-viscosity oil or bitumen is displaced by gravity to the lower producing horizontal well 3.
При закачке теплоносителя происходит неравномерный прогрев паровой камеры вдоль горизонтального участка b нагнетательной скважины 2. Максимально прогревается пласт в начале горизонтального участка b, а в направлении забоя температура снижается.When the coolant is injected, the steam chamber is unevenly heated along the horizontal section b of injection well 2. The formation warms up as much as possible at the beginning of the horizontal section b, and the temperature decreases in the direction of the bottom.
Для более равномерного прогрева паровой камеры вдоль всего горизонтального участка b нагнетательной скважины 2 выходные отверстия перфорации 8 колонн труб 5, 6, размещенных внутри фильтра 4, распределяют неравномерно по длине горизонтального участка b, разбивая его на зоны прогрева - c и d. Неравномерная перфорация позволяет разбить горизонтальный участок на оптимальное количество зон прогрева, что ведет к уменьшению количества колонн труб, используемых для закачки теплоносителя.For a more uniform heating of the steam chamber along the entire horizontal section b of the injection well 2, the outlet openings of the perforation of 8 columns of pipes 5, 6 placed inside the filter 4 are distributed unevenly along the length of the horizontal section b, breaking it into heating zones - c and d. Uneven perforation allows you to divide the horizontal section into the optimal number of heating zones, which leads to a decrease in the number of pipe columns used for pumping coolant.
Регулирование фронта продвижения теплоносителя по пласту 1 позволяет сглаживать температурные пики, полученные при записи термограмм, предотвращая прорыв теплоносителя к горизонтальному участку добывающей скважины 3, или полностью отключать отдельные наиболее прогретые интервалы горизонтального участка b нагнетательной скважины 2, по которым произошел прорыв теплоносителя к горизонтальному участку добывающей скважины 2.The regulation of the front of the advancement of the coolant in the reservoir 1 allows you to smooth the temperature peaks obtained when recording thermograms, preventing breakthrough of the coolant to the horizontal section of the producing well 3, or completely disable some of the most heated intervals of the horizontal section b of the injection well 2, through which the coolant breaks to the horizontal section of the producing wells 2.
Закачку пара осуществляют от парогенератора (на чертеже не показан) в нагнетательную горизонтальную скважину 2 с прогревом пласта 1, созданием паровой камеры, циклически с одновременным отбором продукции из добывающей горизонтальной скважины 3 и контролем скорости и степени прогрева пласта. Как в процессе прогрева, так и в процессе эксплуатации проводят наблюдения за температурой в паровой камере скважины 2 с помощью специальных датчиков (термопар), спущенных внутрь паронагнетательных труб 5, 6. По результатам данных термодатчиков строятся термограммы, на которых места прорыва пара из паровой камеры в фильтр 4 горизонтального участка b добывающей скважины 3 отражаются в виде температурных пиков.Steam is injected from a steam generator (not shown in the drawing) into an injection horizontal well 2 with heating the formation 1, creating a steam chamber, cyclically with simultaneous selection of products from the producing horizontal well 3 and controlling the speed and degree of formation heating. Both during heating and during operation, temperature is monitored in the steam chamber of the borehole 2 using special sensors (thermocouples) lowered inside the steam injection pipes 5, 6. Based on the results of these temperature sensors, thermograms are constructed on which the breakthrough points of the steam from the steam chamber in the filter 4 of the horizontal section b of the producing well 3 are reflected in the form of temperature peaks.
С учетом полученных термограмм при помощи специальных задвижек (на чертеже не показаны) регулируют объем закачиваемого пара в соответствующую колонну труб 5, 6 нагнетательной горизонтальной скважины 2, напротив которой произошел прорыв пара. Равномерный прогрев паровой камеры осуществляют за счет увеличения суммарной площади отверстий перфорации 8 горизонтального участка b - от его начала в направлении забоя, для чего используют неравномерную плотность перфорации в зонах прогрева c и d. Подача необходимого количества теплоносителя в соответствующую колонну труб 5, 6 исключает прорыв теплоносителя в добывающую горизонтальную скважину 3 через более прогретую зону.Taking into account the obtained thermograms using special valves (not shown in the drawing), the volume of injected steam is regulated into the corresponding pipe string 5, 6 of the horizontal injection well 2, opposite which the steam breakthrough occurred. Uniform heating of the steam chamber is carried out by increasing the total area of the perforation holes 8 of the horizontal section b from its beginning in the direction of the bottom, for which an uneven perforation density is used in the heating zones c and d. The supply of the required amount of coolant to the corresponding pipe string 5, 6 eliminates the breakthrough of the coolant into the producing horizontal well 3 through a warmer zone.
Режим закачки пара может быть различным, однако давление на забое не должно превышать горного давления, т.е. давления, под которым находится горная порода в пласте. Необходимо иметь в виду, что чем больше расход пара, тем больше отбирается его конденсата из добывающей горизонтальной скважины 3. Обязательными условиями закачки пара являются постепенный прогрев нагнетательной горизонтальной скважины 2 и равномерный прогрев обсадной колонны и цементного камня во избежание их растрескивания.The steam injection mode can be different, but the pressure at the bottom should not exceed the rock pressure, i.e. pressure under which the rock is in the reservoir. It must be borne in mind that the greater the steam consumption, the more its condensate is taken from the producing horizontal well 3. Mandatory conditions for steam injection are the gradual heating of the horizontal injection well 2 and the uniform heating of the casing and cement stone to avoid cracking.
После закачки теплоносителя (пара) в верхнюю нагнетательную горизонтальную скважину 2, выдержки для термокапиллярной пропитки, добывающая горизонтальная скважина 3 запускается в работу. При повышении температуры пласта до 100°C и выше вязкость высоковязкой нефти или битума резко снижается, увеличиваются фазовые проницаемости пород, слагающих пласт. Отбор продукции из пласта возрастает. Чем выше неоднородность высоковязкой нефти или битума, тем медленнее происходит снижение вязкости. Фракционный состав нефти показывает содержание в ней различных составляющих, имеющих различную температуру кипения. В пласте в первую очередь происходят снижение вязкости легких фракций с относительно низкой температурой кипения (100°C и выше) и их отбор. В процессе дальнейшей закачки пара увеличивается площадь охвата выработкой запасов высоковязкой нефти или битума, что приводит к потере тепла в пласте и росту вязкости продукции. Доля легких фракций уменьшается, возрастает доля фракций с высокой вязкостью и температурой кипения. Высоковязкая нефть осаждается в пласте, в результате снижается проницаемость пласта и, как следствие, дебиты нефти.After pumping the coolant (steam) into the upper horizontal injection well 2, extracts for thermocapillary impregnation, the producing horizontal well 3 is put into operation. As the temperature of the formation increases to 100 ° C and higher, the viscosity of highly viscous oil or bitumen decreases sharply, and the phase permeabilities of the rocks composing the formation increase. The selection of products from the reservoir is increasing. The higher the heterogeneity of highly viscous oil or bitumen, the slower the decrease in viscosity. The fractional composition of oil shows the content in it of various components having different boiling points. In the reservoir, first of all, there is a decrease in the viscosity of light fractions with a relatively low boiling point (100 ° C and above) and their selection. In the process of further steam injection, the area covered by the development of reserves of high-viscosity oil or bitumen increases, which leads to heat loss in the reservoir and an increase in the viscosity of the product. The fraction of light fractions decreases, the fraction of fractions with high viscosity and boiling point increases. High-viscosity oil is deposited in the reservoir, as a result, the permeability of the reservoir and, as a result, the oil production rate are reduced.
При увеличении вязкости отбираемой продукции в 3,0-5,0 раз по сравнению с начальной вязкостью в начале цикла прекращают закачку пара в нагнетательную горизонтальную скважину 2 и закачивают газообразный углеводородный растворитель через соответствующую колонну труб 5, 6 в зоны прогрева с и d с наименьшей температурой. При снижении температуры отбираемой продукции на 10-25% циклы закачки пара в соответствующие зоны прогрева c или d и газообразного углеводородного растворителя с отбором продукции повторяют.When the viscosity of the selected products is increased by 3.0–5.0 times compared with the initial viscosity at the beginning of the cycle, steam is stopped pumping into horizontal injection well 2 and gaseous hydrocarbon solvent is pumped through the corresponding pipe string 5, 6 into the heating zones c and d with the smallest temperature. When the temperature of the selected products is reduced by 10-25%, the steam injection cycles in the corresponding heating zones c or d and gaseous hydrocarbon solvent with the selection of products are repeated.
Газообразный углеводородный растворитель закачивают в нагнетательную горизонтальную скважину 2, что не позволяет нагреваться обсадной колонне, но при этом увеличивается температура закачиваемого в пласт 1 газообразного углеводородного растворителя и повышается запас упругой энергии в пласте 1, обеспечивающей в дальнейшем приток продукции из пласта в добывающую горизонтальную скважину 3. Повышение давления нагнетания приводит к увеличению охвата вытеснением за счет дополнительных участков пласта. Для того чтобы избежать неравномерного распространения фронта вытеснения высоковязкой нефти или битума, забойное давление в нагнетательной горизонтальной скважине 2 не должно превышать давления гидроразрыва пласта. При этих условиях эксплуатации обеспечивается наименьший расход пара на добычу одной тонны высоковязкой нефти или битума.The gaseous hydrocarbon solvent is pumped into the horizontal injection well 2, which does not allow the casing to heat up, but the temperature of the gaseous hydrocarbon solvent injected into the formation 1 increases and the supply of elastic energy in the formation 1 increases, which further ensures the flow of products from the formation into the producing horizontal well 3 An increase in discharge pressure leads to an increase in displacement coverage due to additional sections of the formation. In order to avoid uneven propagation of the front of displacement of highly viscous oil or bitumen, the bottomhole pressure in the horizontal injection well 2 should not exceed the hydraulic fracturing pressure. Under these operating conditions, the lowest steam consumption for the production of one ton of high-viscosity oil or bitumen is ensured.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Залежь 1 высоковязкой нефти, представленную одним пластом, разбуривают скважинами по сетке 40×400 м. Выбирают участок с эффективными нефтенасыщенными толщинами h≥20,0 м. Нижней границей для пласта является водонефтяной контакт 9. Определяют проницаемость пласта, которая равна 0,146 мкм2. Пористость изменяется в интервале от 16,8 до 20,3%. Вязкость нефти составляет в среднем 835 мПа·с.High viscosity oil reservoir 1, represented by one formation, is drilled with wells on a 40 × 400 m grid. A site with effective oil-saturated thicknesses h≥20.0 m is selected. The oil-water contact 9 is the lower boundary for the formation. The formation permeability is determined, which is 0.146 μm 2 . Porosity varies from 16.8 to 20.3%. Oil viscosity averages 835 MPa · s.
Строят нагнетательную горизонтальную скважину 2 с длиной горизонтальной части b 700 м. Ниже в пласте бурят горизонтальную добывающую скважину 3 с длиной горизонтальной части 730 м. Горизонтальные стволы скважин 2, 3 размещают в одной вертикальной плоскости. Обсадные колонны устанавливают до продуктивного пласта 1, цементируют затрубное пространство колонны (на чертеже не показано) до кровли пласта 1.A horizontal injection well 2 with a horizontal part length of b 700 m is built. A horizontal production well 3 with a horizontal part length of 730 m is drilled below in the formation. Horizontal wells 2, 3 are placed in one vertical plane. Casing strings are installed up to productive formation 1, the annulus of the column is cemented (not shown in the drawing) to the roof of formation 1.
В нагнетательную горизонтальную скважину 2 спускают колонны труб 5, 6 по типу «труба в трубе» с изолированными друг от друга внутренними пространствами с помощью соответствующих пакеров 7 в интервале продуктивного пласта 1. Нижний конец колонны труб 6 заглушен. Выходные отверстия перфорации 8 колонн труб 5, 6 размещены по всей длине горизонтального участка b нагнетательной скважины 2 неравномерно, разбивая его на две зоны прогрева: первая зона с распространяется от начала горизонтального участка b до 350 м, вторая d - от 350 до 700 м. Для более равномерного прогрева пласта 1 суммарную площадь сечения отверстий перфорации 8 фильтра 4 и колонн труб 5, 6 от начала горизонтального участка в пласте к забою увеличивают вдвое (определены опытным путем).Columns 5, 6 of the pipe-in-pipe type with insulated from each other internal spaces are lowered into the horizontal horizontal injection well 2 by means of respective packers 7 in the interval of the productive formation 1. The lower end of the pipe string 6 is plugged. The perforation outlets of 8 pipe columns 5, 6 are unevenly distributed along the entire length of the horizontal section b of injection well 2, breaking it into two heating zones: the first zone c extends from the beginning of the horizontal section b to 350 m, the second d - from 350 to 700 m. For a more uniform heating of the formation 1, the total cross-sectional area of the perforation holes 8 of the filter 4 and the pipe columns 5, 6 from the beginning of the horizontal section in the formation to the bottom is doubled (experimentally determined).
Расстояние l между горизонтальными нагнетательной 2 и добывающей 3 скважинами составляет 5,5 м. Траекторию горизонтальной добывающей скважины 3 располагают выше водонефтяного контакта 9 на 10,0 м - минимальном расстоянии а, увеличивающем безводный период эксплуатации скважин. Устанавливают насосно-компрессорные трубы 10 с погружным насосом 11 на конце, снабженные центраторами.The distance l between the horizontal injection 2 and production 3 wells is 5.5 m. The trajectory of the horizontal production well 3 is located above the oil-water contact 9 by 10.0 m - the minimum distance a, which increases the anhydrous period of operation of the wells. Install tubing 10 with a submersible pump 11 at the end, equipped with centralizers.
Закачку пара осуществляют от парогенератора (на чертеже не показан) через верхнюю нагнетательную горизонтальную скважину 2 с устья скважины. Горизонтальный участок b в пласте 1 разделен на две зоны прогрева с и d, поэтому пар закачивают по двум колоннам теплоизолированных насосно-компрессорных труб 5, 6. Периодически определяют объемы нагнетаемого пара, попутного газа, используемого в качестве газообразного углеводородного растворителя, и добываемой продукции, обводненность продукции, давление на устье и забое скважин 2, 3. По результатам данных термодатчиков с учетом полученных термограмм при помощи специальных задвижек (на чертеже не показаны) регулируют объем закачиваемого пара в соответствующую колонну труб 5, 6 нагнетательной горизонтальной скважины 2.Steam is pumped from the steam generator (not shown in the drawing) through the upper horizontal injection well 2 from the wellhead. The horizontal section b in the formation 1 is divided into two heating zones c and d, so the steam is pumped through two columns of heat-insulated tubing 5, 6. Periodically determine the volumes of injected steam, associated gas used as a gaseous hydrocarbon solvent, and produced products, water cut, pressure at the mouth and bottom of wells 2, 3. According to the results of these temperature sensors, taking into account the obtained thermograms using special valves (not shown), regulate the volume of injected Macaw in the corresponding pipe string 5, 6 of the injection horizontal well 2.
В нагнетательную горизонтальную скважину 2 закачали 2,04 тыс.т пара и 161 тыс.м3 попутного газа. Закачка пара температурой 175-200°C производилась при давлении на устье 1,3-1,6 МПа циклами, не превышающими 2,0 сут. Средний темп нагнетания составил 2,8 т/ч или 67,0 т/сут. Максимальный объем закачки пара в две зоны прогрева, произведенный за цикл, составил 96,0 т, в среднем - 30,0 т. Обводненность продукции достигла 71,0%. Удельный расход пара на 1 т добытой высоковязкой нефти составил 0,76 т.2.04 thousand tons of steam and 161 thousand m 3 of associated gas were pumped into horizontal injection well 2. Steam was injected at a temperature of 175-200 ° C at a pressure at the mouth of 1.3-1.6 MPa in cycles not exceeding 2.0 days. The average injection rate was 2.8 t / h or 67.0 t / day. The maximum volume of steam injection into two heating zones per cycle was 96.0 tons, on average - 30.0 tons. Water cut reached 71.0%. The specific steam consumption per 1 ton of produced high-viscosity oil was 0.76 tons.
Для снятия теплового напряжения с эксплуатационной колонны нагнетательной горизонтальной скважины 2 и увеличения отбора продукции из добывающей горизонтальной скважины 3 при увеличении вязкости в 3,5 раза до 122,5 мПа·с по сравнению с начальной вязкостью (35,0 мПа·с) в начале цикла закачки пара в пласт, закачку пара заменили на нагнетание попутного газа в нагнетательную горизонтальную скважину 2. Через двое суток при снижении температуры в пласте на 22,0% до 132°C возобновили закачку пара в пласт 1. Далее циклы повторили. В результате циклической закачки пара и попутного газа в пласт 1 дебиты высоковязкой нефти возросли с 0,3-0,8 т/сут до 1,5-3,8 т/сут.To remove thermal stress from the production casing of the injection horizontal well 2 and to increase the selection of products from the producing horizontal well 3 with a 3.5-fold increase in viscosity to 122.5 MPa · s compared to the initial viscosity (35.0 MPa · s) at the beginning steam injection into the formation, steam injection was replaced by injection of associated gas into the horizontal injection well 2. After two days, when the temperature in the formation decreased by 22.0% to 132 ° C, steam injection into reservoir 1 was resumed. Next, the cycles were repeated. As a result of the cyclic injection of steam and associated gas into reservoir 1, the rates of high-viscosity oil increased from 0.3-0.8 tons / day to 1.5-3.8 tons / day.
По сравнению со способом-прототипом в предлагаемом способе для равномерного прогрева пласта 1 паром применяется неравномерная перфорация 8 горизонтального участка b нагнетательной скважины 2, которая позволяет сократить количество колонн труб, спускаемых в скважину, с трех до двух. Число зон прогрева c и d, разделяющих горизонтальный участок b, уменьшается с нескольких до двух. Материальные затраты на строительство скважины снижаются до 30%.Compared with the prototype method, the proposed method for uniform heating of the formation 1 with steam uses an uneven perforation 8 of the horizontal section b of the injection well 2, which reduces the number of pipe columns that are lowered into the well from three to two. The number of heating zones c and d separating the horizontal section b decreases from a few to two. Material costs for well construction are reduced to 30%.
При циклической закачке пара и попутного газа в пласт энергозатраты на нагрев пара уменьшаются пропорционально продолжительности цикла. Циклическая закачка попутного газа в качестве газообразного углеводородного растворителя кратно снизит материальные затраты при его использовании.During the cyclic injection of steam and associated gas into the formation, the energy consumption for heating the steam decreases in proportion to the duration of the cycle. Cyclic injection of associated gas as a gaseous hydrocarbon solvent will significantly reduce material costs when using it.
Предлагаемый способ позволяет осуществлять постоянный контроль за изменением вязкости добываемой продукции, обеспечивает возможность регулирования процесса закачки пара и попутного газа, позволяет снизить энергозатраты на нагрев пара при его циклическом использовании, сократить количество используемых насосно-компрессорных труб за счет выравнивания фронта закачиваемого пара в пласт, неравномерно перфорируя горизонтальный участок нагнетательной скважины и разбивая его на оптимальное количество зон прогрева, отключая интервалы прорыва пара в горизонтальный участок добывающей скважины.The proposed method allows constant monitoring of changes in the viscosity of the produced products, provides the ability to regulate the process of injecting steam and associated gas, reduces energy costs for heating the steam during its cyclic use, reduces the number of tubing used by aligning the front of the injected steam into the formation, unevenly perforating the horizontal section of the injection well and breaking it into the optimal number of heating zones, turning off the intervals oryva pair of the horizontal leg of the production well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014122644/03A RU2555713C1 (en) | 2014-06-03 | 2014-06-03 | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014122644/03A RU2555713C1 (en) | 2014-06-03 | 2014-06-03 | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2555713C1 true RU2555713C1 (en) | 2015-07-10 |
Family
ID=53538505
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014122644/03A RU2555713C1 (en) | 2014-06-03 | 2014-06-03 | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2555713C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2599994C1 (en) * | 2015-08-28 | 2016-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir |
| RU2610461C1 (en) * | 2016-03-29 | 2017-02-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Recovery method of high-viscosity oil field |
| RU2710571C1 (en) * | 2018-12-12 | 2019-12-27 | Владимир Александрович Чигряй | Steam injection well |
| RU2713023C1 (en) * | 2019-03-05 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of bitumen deposit development with horizontal wells with distributed perforation |
| RU2720723C1 (en) * | 2019-07-31 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of development of deposit of high-viscosity and ultra-viscous oil by thermal methods at late stage of development |
| RU2740352C2 (en) * | 2016-02-29 | 2021-01-13 | ДжиИ ЭНЕРДЖИ ОЙЛФИЛД ТЕКНОЛОДЖИ, ИНК. | Monitoring, control and optimization of steam injection using near-mouth sensors |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2274742C1 (en) * | 2005-06-07 | 2006-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for high-viscous oil or bitumen field development |
| RU2387818C1 (en) * | 2009-03-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop low-gravity high-viscosity oils |
| RU2410534C1 (en) * | 2009-12-14 | 2011-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit by using two-head horizontal wells |
| RU2412342C1 (en) * | 2009-10-16 | 2011-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of deposit of heavy oil or bitumen with control of pumping heat carrier into well |
| RU2455475C1 (en) * | 2010-12-03 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of high-viscosity oil fields with strata of small thickness by way of cyclic injection of solvent and steam into single inclined wells |
| RU2455473C2 (en) * | 2010-10-05 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| RU2470149C1 (en) * | 2011-06-07 | 2012-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing deposits of high- and super-high viscosity oil |
-
2014
- 2014-06-03 RU RU2014122644/03A patent/RU2555713C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2274742C1 (en) * | 2005-06-07 | 2006-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for high-viscous oil or bitumen field development |
| RU2387818C1 (en) * | 2009-03-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop low-gravity high-viscosity oils |
| RU2412342C1 (en) * | 2009-10-16 | 2011-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of deposit of heavy oil or bitumen with control of pumping heat carrier into well |
| RU2410534C1 (en) * | 2009-12-14 | 2011-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method and device for development of heavy oil or bitumen deposit by using two-head horizontal wells |
| RU2455473C2 (en) * | 2010-10-05 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| RU2455475C1 (en) * | 2010-12-03 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of high-viscosity oil fields with strata of small thickness by way of cyclic injection of solvent and steam into single inclined wells |
| RU2470149C1 (en) * | 2011-06-07 | 2012-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing deposits of high- and super-high viscosity oil |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2599994C1 (en) * | 2015-08-28 | 2016-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir |
| RU2740352C2 (en) * | 2016-02-29 | 2021-01-13 | ДжиИ ЭНЕРДЖИ ОЙЛФИЛД ТЕКНОЛОДЖИ, ИНК. | Monitoring, control and optimization of steam injection using near-mouth sensors |
| US10947826B2 (en) | 2016-02-29 | 2021-03-16 | Ge Energy Oilfield Technology, Inc. | Steam injection monitoring, control and optimization using near wellhead sensors |
| RU2610461C1 (en) * | 2016-03-29 | 2017-02-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Recovery method of high-viscosity oil field |
| RU2710571C1 (en) * | 2018-12-12 | 2019-12-27 | Владимир Александрович Чигряй | Steam injection well |
| RU2713023C1 (en) * | 2019-03-05 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of bitumen deposit development with horizontal wells with distributed perforation |
| RU2720723C1 (en) * | 2019-07-31 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of development of deposit of high-viscosity and ultra-viscous oil by thermal methods at late stage of development |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2555713C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| RU2455475C1 (en) | Method of development of high-viscosity oil fields with strata of small thickness by way of cyclic injection of solvent and steam into single inclined wells | |
| RU2295030C1 (en) | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2287677C1 (en) | Method for extracting oil-bitumen deposit | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2663527C1 (en) | Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil | |
| US8770289B2 (en) | Method and system for lifting fluids from a reservoir | |
| 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 | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2550635C1 (en) | Development method for high-viscosity oil or bitumen field | |
| RU2468194C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2526047C1 (en) | Development of extra-heavy crude oil | |
| RU2342520C2 (en) | Method of development of hydrocarbon deposits (versions) | |
| RU2527984C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2287679C1 (en) | Method for extracting deposit of high viscosity oil or bitumen | |
| RU2610966C1 (en) | Highly viscous oil or bitumen field development method | |
| RU2412343C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production | |
| RU2720725C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit | |
| RU2505668C1 (en) | Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells | |
| RU2693055C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2514044C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development |