RU2578141C1

RU2578141C1 - Method for development of hydrocarbon fluid deposits

Info

Publication number: RU2578141C1
Application number: RU2014154362/03A
Authority: RU
Inventors: Данис Карлович Нургалиев; Дмитрий Анатольевич Шапошников; Динис Ренатович Исаков; Руслан Ильдарович Хафизов
Priority date: 2014-12-30
Filing date: 2014-12-30
Publication date: 2016-03-20

Abstract

FIELD: mining.

SUBSTANCE: method of development of deposit of hydrocarbon fluids provides parallel construction in one direction with two outputs on the surface of horizontal production well in the area of bottom of productive formation and injection horizontal with two outputs on the surface of the well above production horizontal well. Into injection well with two mouths two pipe strings with plugged ends are lowered and made on end sections of holes for pumping of working agents. Sections of each tube with holes on both sides are restricted with packers. Via pipe with holes, pumping of heated inert working fluid to productive formation, productive formation is heated to self-ignition temperature of in-situ hydrocarbon fluid. Inert working agent is replaced by the working agent containing said hydrocarbon fluid in the formation. Tracking and maintaining situ combustion the section between the wells is heated in the area of horizontal section of production well up to temperature of hydrocarbon fluid fluid state and heated product is extracted. Using the temperature control unit the heating reservoir in interwell and surrounding space is controlled, while maintaining formation temperature within required frames is performed by changing flow of supplied oxygen-containing working agent. After complete exhaustion zone of productive formation within the first step of installation of packers, pumping of working agents is temporarily stopped, pipe with holes are moved and two limiting packers in the direction of the heads of production well are moved by the distance not less than length of the distance between packers. Packers are activated and a next zone of productive formation is developed, thus processing the whole horizontal section of injection well.

EFFECT: higher efficiency of fluid extraction.

5 cl, 1 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано для добычи углеводородных флюидов, преимущественно - высоковязких нефтей и природного битума с применением тепла, образующегося при горении углеводородов в пласте.The invention relates to the field of mining and can be used for the production of hydrocarbon fluids, mainly high-viscosity oils and natural bitumen, using heat generated during the combustion of hydrocarbons in the reservoir.

Известен способ разработки нефтебитумной залежи [1], включающий проводку в пласте двух горизонтальных стволов параллельно между собой, закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины. Недостатком известного способа [1] является низкая эффективность и результативность процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, особенно в тонких пластах из-за больших тепловых потерь, невозможности контролировать распространение фронта вытеснения.A known method for the development of oil bitumen deposits [1], including wiring in the reservoir two horizontal shafts parallel to each other, injecting steam into the upper injection well and the selection of products from the lower producing well. The disadvantage of this method [1] is the low efficiency and effectiveness of the process of extracting oil from the oil reservoir, especially in thin formations due to large heat losses, the inability to control the propagation of the displacement front.

Известен способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта [2], включающий проводку в пласте одной горизонтальной добывающей скважины и одной вертикальной нагнетательной скважины, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины. Недостатком известного способа [2] является низкая эффективность и результативность процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, невозможность контролировать распространение фронта теплоносителя, сложность контроля происходящих процессов на удалении от скважины, низкая скорость его (фронта теплоносителя) распространения.A known method of extracting liquid hydrocarbons from an underground formation [2], including wiring one horizontal production well and one vertical injection well in the formation, injecting steam into the injection well and selecting products from the lower producing well. The disadvantage of this method [2] is the low efficiency and effectiveness of the process of extracting oil from the oil reservoir, the inability to control the propagation of the coolant front, the difficulty of controlling the processes occurring at a distance from the well, its low speed (coolant front) propagation.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти [3], включающий строительство добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта, нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины.A known method of developing a reservoir of high viscosity oil [3], including the construction of a horizontal producing well in the area of the sole of the producing formation, horizontal injection wells above the producing horizontal well, pumping coolant into the injection well and selecting production from the producing well.

Недостатком известного способа [3] является неудовлетворительная эффективность (результативность) процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, обусловленная необходимостью расходования большого количества рабочего агента для закачки по всей длине горизонтальной части ствола единовременно, сложность прогнозирования подземного распространения фронта горения из-за неопределенности границ и масштабов процесса, сложность контроля процесса горения и воздействия на процесс из-за неопределяемых объемов породы одновременно в него (процесс) вовлеченных, затруднительность отбора нефти из-за непоследовательного (в хаотичной последовательности, с неопределяемым и нерегулируемым местоположением) закоксовывания горизонтального участка ствола.The disadvantage of this method [3] is the unsatisfactory efficiency (effectiveness) of the process of extracting oil from the oil reservoir, due to the need to spend a large amount of working agent for injection along the entire length of the horizontal part of the barrel at a time, the difficulty of predicting the underground distribution of the combustion front due to the uncertainty of boundaries and scales process, the complexity of controlling the combustion process and the impact on the process due to undetectable volumes of rock at the same time him (the process) involved, the difficulty of oil selection due to inconsistent (in a chaotic sequence, with an undetectable and unregulated location) coking of the horizontal section of the trunk.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности, прототипом, является способ разработки залежи углеводородных флюидов [4], включающий строительство добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта породы, нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукта пласта из добывающей скважины.Closest to the proposed invention in technical essence, the prototype is a method for developing a hydrocarbon fluid reservoir [4], which includes the construction of a horizontal production well in the sole area of a productive rock formation, horizontal injection well above a horizontal production well, injection of coolant into the injection well and formation formation selection from the producing well.

Недостатком известного способа [4] является осложненность доступа к удаленным частям горизонтального ствола скважины, а также невысокая скорость всего процесса прогрева пласта, ограниченность прогреваемой зоны пласта одним участком между двумя пакерами. Недостатки ограничивают объемы добычи полезного флюида.The disadvantage of this method [4] is the complexity of access to the remote parts of the horizontal wellbore, as well as the low speed of the entire process of heating the formation, the limited heating zone of the formation by one section between two packers. Disadvantages limit the production of useful fluid.

Целью заявляемого изобретения является повышение эффективности процесса флюидоизвлечения из флюидоносного пласта (повышение флюидоотдачи пласта) породы и повышение интенсивности добычи углеводородных энергоносителей - флюидов, в том числе высоковязких нефтей и природных битумов.The aim of the invention is to increase the efficiency of the process of fluid extraction from the fluid-bearing formation (increasing fluid recovery of the formation) of the rock and increase the intensity of production of hydrocarbon energy carriers - fluids, including high-viscosity oils and natural bitumen.

Цели достигают тем, что осуществляют параллельное строительство в одинаковом направлении с двумя выходами на поверхность добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта породы и нагнетательной горизонтальной с двумя выходами на поверхность скважины над добывающей горизонтальной скважиной. Расстояние между нагнетательной и добывающей горизонтальными скважинами определяют экспериментальным путем. В нагнетательную скважину с двух устьев опускают две колонны труб с заглушенными концами и выполненными на концевых участках отверстиями для закачки рабочих агентов. Участки каждой из труб с отверстиями с двух концов ограничивают пакерами. Через трубы с отверстиями производят закачку нагретого инертного рабочего агента в продуктивный пласт, прогревают продуктивный пласт до температуры самовоспламенения внутрипластового углеводородного флюида. Производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, поджигают углеводородный флюид в пласте. Отслеживая и поддерживая внутрипластовое горение, прогревают пласт между скважинами, в районе горизонтального участка добывающей скважины температуру участка доводят до температуры текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта. При этом с использованием устройства контроля температуры осуществляют контроль разогрева пласта в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках (обеспечивающих текучесть флюида) осуществляют путем изменения расхода подаваемого кислородосодержащего рабочего агента. После полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают, передвигают трубы с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устьев добывающей скважины не менее чем на длину расстояния между пакерами, пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины. Проработку пласта инициируют с участка пласта, прилегающего к центральному участку добывающей скважины. Проработку пласта инициируют от ближних к устьям участков добывающей скважины. Для рационализации процесса разработки и повышения объемов добычи углеводородных флюидов месторождение покрывают сетью попарно расположенных добывающих и нагнетательных скважин.The goals are achieved by carrying out parallel construction in the same direction with two exits to the surface of the producing horizontal well in the area of the sole of the productive formation and injection horizontal with two exits to the surface of the well above the producing horizontal well. The distance between the injection and producing horizontal wells is determined experimentally. Two columns of pipes with plugged ends and openings made at the end sections for pumping working agents are lowered into the injection well from two mouths. The sections of each of the pipes with holes at both ends are limited by packers. Through pipes with holes, a heated inert working agent is pumped into the reservoir, the reservoir is heated to the auto-ignition temperature of the in-situ hydrocarbon fluid. The inert working agent is replaced by an oxygen-containing working agent, and hydrocarbon fluid is ignited in the formation. Tracking and maintaining in-situ combustion, the formation is heated between the wells, in the area of the horizontal section of the producing well, the temperature of the section is adjusted to the fluidity temperature of the hydrocarbon fluid and the heated product is selected. In this case, using a temperature control device, the formation is heated up in the interwell and adjacent space, and the formation temperature is maintained within the necessary framework (ensuring fluid fluidity) by changing the flow rate of the oxygen-containing working agent supplied. After the reservoir zone is completely developed within the first step of installing the packers, the injection of working agents is temporarily stopped, the pipes with holes and two limiting packers are moved in the direction of the mouths of the producing well for at least a distance between the packers, the packers are brought into operation and continue to work out the next zones of the reservoir, working out the entire horizontal section of the injection well. The development of the reservoir is initiated from a portion of the reservoir adjacent to the central portion of the producing well. The development of the reservoir is initiated from the areas near the mouth of the producing well. To rationalize the development process and increase the production of hydrocarbon fluids, the field is covered with a network of production and injection wells located in pairs.

Далее приведен пример осуществления заявляемого способа для добычи углеводородных флюидов из нефтеносного пласта породы месторождения, чертеж.The following is an example implementation of the proposed method for the production of hydrocarbon fluids from an oil reservoir of a rock of a field deposit, drawing.

На чертеже показана схема реализации заявляемого способа, где: 1 - двухустьевая горизонтальная нагнетательная скважина; 2 - двухустьевая горизонтальная добывающая скважина; 3 - продуктивный (нефтеносный) пласт породы; 4 - колонна труб для подачи рабочего агента; 5 - отверстия в колонне труб; 6 - пакерующие устройства (пакеры); 7 - волны распространения температуры (направление распространения тепла); 8 - фронт горения; 9 - устройство контроля температуры; 10 - поверхность водонефтяного контакта; 11 - направление устья добывающей скважины; 12 - подошва продуктивного пласта; 13 - кровля продуктивного пласта.The drawing shows a diagram of the implementation of the proposed method, where: 1 - double-well horizontal injection well; 2 - double-mouth horizontal production well; 3 - productive (oil) layer of the rock; 4 - pipe string for supplying a working agent; 5 - holes in the pipe string; 6 - packer devices (packers); 7 - temperature propagation waves (heat propagation direction); 8 - combustion front; 9 - temperature control device; 10 - surface of the oil-water contact; 11 - direction of the mouth of the producing well; 12 - the bottom of the reservoir; 13 - the roof of the reservoir.

На нефтеносном участке над подошвой продуктивного пласта 3 (поверхностью водонефтяного контакта 10) бурят выходящую на поверхность горизонтальную добывающую скважину 2. На некотором экспериментально определяемом расстоянии, например 25 м, от горизонтального участка добывающей скважины 2 параллельно ей (добывающей скважине) в одинаковом направлении, например с одной буровой площадки, над ней (добывающей скважиной) на некотором расстоянии, например по вертикали на 5 м выше добывающей скважины, бурят другую выходящую на поверхность горизонтальную нагнетательную скважину 1. Выходящие на поверхность добывающую и нагнетательную скважины выполняют двухустьевыми, каждое из устьев оснащают устьевыми арматурами.In the oil-bearing area above the bottom of the reservoir 3 (oil-water contact surface 10), a horizontal production well 2. coming to the surface is drilled at a certain experimentally determined distance, for example, 25 m, from the horizontal section of production well 2 parallel to it (production well) in the same direction, for example from one drilling site, above it (the producing well) at a certain distance, for example, vertically 5 m above the producing well, they drill another one that reaches the horizon a linear injection well 1. The producing and injection wells that come to the surface are double-well, each of the mouths is equipped with wellhead fittings.

Далее приведен пример с использованием одного из устьев каждой скважины.The following is an example using one of the mouths of each well.

В нагнетательную скважину 1 опускают колонну труб 4 с затушенным концом, с выполненными на концевом участке отверстиями 5, произвольной формы и порядка, для закачки рабочих агентов. При этом суммарная площадь сечения отверстий (в стенках трубы 4) составляет не менее 1/5 площади сечения труб 4. Отверстия 5 с двух сторон вдоль трубы 4 ограничивают пакерующими устройствами 6, например расстояние между пакерующими устройствами 6 (далее по тексту - пакерами) варьируют в диапазоне от 5 до 50 м, причем расстояние выбирают экспериментально, исходя из свойств нефтеносной породы, например при низкой проницаемости продуктивного пласта выбирают меньшее расстояние между пакерами. После завершения вышеперечисленных работ скважины готовы к эксплуатации.A string of pipes 4 with a quenched end, with holes 5 made at the end portion, of arbitrary shape and order, for pumping working agents is lowered into the injection well 1. Moreover, the total cross-sectional area of the holes (in the walls of the pipe 4) is not less than 1/5 of the cross-sectional area of the pipes 4. The openings 5 on both sides along the pipe 4 are limited by packing devices 6, for example, the distance between the packing devices 6 (hereinafter referred to as packers) varies in the range from 5 to 50 m, and the distance is chosen experimentally, based on the properties of the oil-bearing rock, for example, with a low permeability of the reservoir, a smaller distance between the packers is chosen. After completion of the above work, the wells are ready for operation.

После подготовки скважин 1 и 2 к эксплуатации в продуктивный пласт 3 производят закачку рабочего агента, например инертного газа, с температурой, обеспечивающей прогрев продуктивного пласта 3 до значений, при которых с появлением окислителя начинается внутрипластовое горение, например плюс 350°C. Температуру начала внутрипластового горения для конкретного случая определяют экспериментально, например с использованием содержимого извлеченного при бурении керна из нефтеносного пласта породы, определением свойств содержащегося в керне флюида, его (флюида) температуры самовоспламенения, вязкости, плотности, теплоемкости, геофизических свойств пластовой породы.After the wells 1 and 2 are prepared for operation, a working agent, for example, inert gas, is injected into the reservoir 3 with a temperature ensuring heating of the reservoir 3 to values at which in situ combustion begins, with the appearance of the oxidizing agent, for example, plus 350 ° C. The temperature of the onset of in-situ combustion for a specific case is determined experimentally, for example, using the contents of the core extracted during drilling from the oil reservoir, determining the properties of the fluid contained in the core, its (fluid) temperature of self-ignition, viscosity, density, heat capacity, geophysical properties of the formation rock.

Производят прогрев призабойной зоны нагнетательной скважины путем закачки нагретых инертных рабочих агентов, например продуктов сгорания выработавшего воздушный ресурс авиадвигателя, создают гидродинамическую связь между скважинами и доводят (закачкой горячего инертного рабочего агента) температуру участка пласта между добывающей и нагнетательной скважинами до температуры самовоспламенения флюида.The bottom-hole zone of the injection well is heated by pumping heated inert working agents, for example, combustion products of an aircraft engine that has developed an air resource, create a hydrodynamic connection between the wells and adjust (by injection of a hot inert working agent) the temperature of the formation section between the producing and injection wells to the temperature of fluid self-ignition.

При этом происходит снижение вязкости флюида, например нефти. Затем, после достижения в нефтеносном пласте температуры самовоспламенения, производят замену закачиваемого в пласт инертного рабочего агента на содержащий окислитель рабочий агент, например атмосферный воздух. После замены инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент возникает горение содержащегося в продуктивном пласте флюида. Горение флюида происходит при поступлении в зону горения окислителя, например кислорода воздуха. От источника горения по пласту распространяются фронт горения и тепловые волны. Некоторая доля, например 15%, содержащегося в пласте флюида выгорает, выделяя тепло. Участок пласта разогревается вместе с находящимся в пласте углеводородным флюидом, например высоковязкой нефтью. Невыгоревшая, оставшаяся в пласте доля флюида является добываемым полезным продуктом, объектом добычи.In this case, a decrease in the viscosity of the fluid, for example, oil, occurs. Then, after the auto-ignition temperature is reached in the oil-bearing formation, the inert working agent injected into the formation is replaced with a working agent containing an oxidizing agent, for example atmospheric air. After replacing an inert working agent with an oxygen-containing working agent, combustion of the fluid contained in the reservoir is generated. The combustion of the fluid occurs when an oxidizing agent, such as atmospheric oxygen, enters the combustion zone. From the combustion source, the combustion front and heat waves propagate through the formation. A certain proportion, for example 15%, of the fluid contained in the formation burns out, generating heat. A portion of the formation is heated with the hydrocarbon fluid in the formation, for example, high viscosity oil. The unburned, remaining in the reservoir fluid fraction is a mined useful product, an object of production.

По мере нагрева и снижения вязкости флюид, например высоковязкая нефть, обретает текучесть и стекает вниз, к подошве пласта, в зону расположения горизонтального участка добывающей скважины 2. В районе горизонтального участка добывающей скважины 2 производят отбор нагретого продукта (добычу), например нефти. Контроль разогрева межскважинного и прилегающего пространства осуществляют с использованием устройства контроля температуры 9, например термопар, в добывающей скважине. При горении управление интенсивностью внутрипластового горения и пластовой температуры в необходимых рамках (обеспечивающих текучесть флюида при сохранности скважинного оборудования) осуществляют путем изменения расхода подаваемых рабочих агентов, например с содержанием кислорода и инертных газов. После полной отработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку (в пласт) рабочих агентов временно прекращают. Затем трубу 4 с отверстиями 5 и ограничивающими участок расположения отверстий 5 пакерами 6 передвигают в направлении устья добывающей скважины, например на длину расстояния между пакерами. Пакеры 6 устанавливают и по вышеописанной схеме продолжают отработку следующей зоны продуктивного ппаста. Устройством контроля температуры 9 осуществляют контроль направления распространения тепла 7 и распространения фронта горения 8. При прохождении фронта горения 8 через объем породы, например заключенной в объеме на 20 м длины пути продвижения фронта горения, считают, что запасы нефти в данном объеме выработаны.As heating and viscosity decrease, a fluid, for example, highly viscous oil, gains fluidity and flows down to the bottom of the formation, into the area of the horizontal section of the production well 2. In the vicinity of the horizontal section of the production well 2, a heated product (production), for example, oil is selected. Monitoring the heating of the interwell and adjacent spaces is carried out using a temperature control device 9, for example thermocouples, in a production well. During combustion, the control of the in-situ combustion rate and reservoir temperature in the necessary framework (ensuring fluid fluidity while maintaining downhole equipment) is controlled by changing the flow rate of the supplied working agents, for example, with oxygen and inert gases. After the full development of the zone of the reservoir within the first step of installing the packers, the injection (into the reservoir) of the working agents is temporarily stopped. Then, the pipe 4 with openings 5 and the packers 6 bounding the location of the openings 5 is moved in the direction of the mouth of the producing well, for example, by the distance between the packers. Packers 6 are installed and, according to the above scheme, continue to develop the next zone of productive stock. The temperature control device 9 controls the direction of heat propagation 7 and the propagation of the combustion front 8. When the combustion front 8 passes through the rock volume, for example, contained in the volume of 20 m of the path length of the combustion front, the oil reserves in this volume are considered to be exhausted.

После выработки запасов нефти в объеме выгоревшего участка пласта, например на расстоянии 20 м вдоль горизонтальной добывающей скважины, производят приостановку закачки рабочих агентов. Перемещают колонну труб 4 в направлении устья 11 добывающей скважины 2, например, на 0,5…2,0 изначального расстояния между пакерами 6. Затем возобновляют закачку рабочих агентов по описанному выше алгоритму, свойственному началу работы.After the development of oil reserves in the volume of the burned-out section of the reservoir, for example, at a distance of 20 m along the horizontal production well, the injection of working agents is suspended. The pipe string 4 is moved in the direction of the mouth 11 of the production well 2, for example, by 0.5 ... 2.0 of the initial distance between the packers 6. Then, the injection of working agents is resumed according to the above-described algorithm characteristic of the start of work.

Подобные действия выполняют до полного извлечения (полной выработки) запасов, имеющихся в пласте породы флюидов, например высоковязкой нефти, на всем протяжении горизонтального участка нагнетательной скважины 1. При этом достигается предельно полная (максимально эффективная) выработка объема межскважинного и ближайшего прилегающего пространства продуктивного пласта 3, с добычей максимально возможного количества пластового флюида, например нефти, содержащегося в охваченном процессом объеме нефтеносного пласта.Such actions are carried out until the complete extraction (full development) of the reserves available in the reservoir of fluid rock, for example, high-viscosity oil, throughout the horizontal section of the injection well 1. In this case, an extremely complete (maximum efficient) production of the volume of the inter-well and the nearest adjacent space of the productive formation 3 is achieved. , with the production of the maximum possible amount of reservoir fluid, for example, oil contained in the process volume of the oil reservoir.

Для повышения скорости проработки горизонтального участка и увеличения объема добычи углеводородного флюида вышеописанные действия осуществляют одновременно с двух устьев (с обоих выходящих на поверхность устьев) скважин, при этом используют два набора колонн труб 4 с пакерами 6 для закачки рабочего агента. Закачку рабочего агента начинают с центральной части горизонтального участка. Далее, по мере выработки центральной зоны продуктивного пласта, колонны труб сдвигают в направлении устьев скважины.To increase the development speed of the horizontal section and increase the volume of hydrocarbon fluid production, the above operations are carried out simultaneously from two wellheads (from both mouths coming to the surface) of wells, using two sets of pipe columns 4 with packers 6 for pumping a working agent. The injection of the working agent begins from the central part of the horizontal section. Further, as the central zone of the reservoir is developed, the pipe columns are shifted towards the wellheads.

Применение предложенного способа существенно ускоряет флюидоотдачу залежи углеводородного сырья и может быть использовано преимущественно при разработке залежей высоковязких нефтей и природных битумов.The application of the proposed method significantly accelerates the fluid recovery of hydrocarbon deposits and can be used mainly in the development of deposits of high viscosity oils and natural bitumen.

Заявляемый способ обеспечивает повышение эффективности и результативности процесса вытеснения высоковязких флюидов, например тяжелых нефтей и битумов, в том числе способом, увеличивающим охват пласта горением, одновременно происходящим в двух направлениях, с использованием одновременно действующих двух или четырех фронтов горения [двух фронтов горения - при начале (инициировании) процесса отработки пласта с центрального участка нагнетательной скважины, и четырех фронтов горения - при начале процесса отработки пласта от устьевых направлений нагнетательной скважины к центральному участку]. За счет воздействия образующегося при внутрипластовом горении тепла происходит понижение вязкости и повышение текучести флюидов, например тяжелых, высоковязких нефтей и битумов. Понижение вязкости и повышение текучести способствует извлечению из пласта трудноизвлекаемых флюидов, например высоковязких нефтей и/или природного битума. При этом используется последовательная, пошаговая отработка всего пласта с контролем и поддержанием при каждом шаге операций необходимых условий горения, например температуры горящего пласта, пространственного положения фронта горения. К тому же заявляемое изобретение способствует сокращению времени (до двукратного) на осуществление операций.The inventive method provides an increase in the efficiency and effectiveness of the process of displacing highly viscous fluids, for example, heavy oils and bitumen, including a method that increases the coverage of the formation by combustion, simultaneously occurring in two directions, using simultaneously operating two or four combustion fronts [two combustion fronts - at the beginning (initiation) of the reservoir development process from the central section of the injection well, and four combustion fronts - at the beginning of the reservoir development process from wellhead pressure of the injection well to the central section]. Due to the influence of heat generated during in-situ combustion, a decrease in viscosity and an increase in fluidity of fluids, for example, heavy, high-viscosity oils and bitumen, occur. Reducing viscosity and increasing fluidity helps to recover difficult to recover fluids from the formation, such as high viscosity oils and / or natural bitumen. In this case, sequential, step-by-step mining of the entire formation is used with monitoring and maintaining at each step of the operations the necessary combustion conditions, for example, the temperature of the burning formation, the spatial position of the combustion front. In addition, the claimed invention helps to reduce the time (up to two) for operations.

Применение заявляемого способа возможно как самостоятельно с бурением новых скважин, так и в комплексе с осуществленными ранее способами разработки, например с применением закачки пара и иных рабочих агентов, с использованием уже имеющихся скважин.The application of the proposed method is possible both independently with the drilling of new wells, and in combination with previously implemented development methods, for example, using steam injection and other working agents, using existing wells.

Применение заявляемого способа способствует повышению извлекаемой доли углеводородного флюида (флюидоотдачи пласта) из месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, в том числе высоковязких нефтей, природных битумов.The application of the proposed method helps to increase the recoverable proportion of hydrocarbon fluid (fluid recovery) from fields of hard to recover hydrocarbons, including high viscosity oils, natural bitumen.

Пример осуществления предлагаемого изобретения показывает его полезность для разработки ныне разведанных, но неэксплуатируемых месторождений углеводородного сырья - из-за высокой стоимости извлечения вязкого флюида, повышения рентабельности ныне разрабатываемых месторождений высоковязких нефтей и природных битумов.An example implementation of the invention shows its usefulness for the development of currently explored, but non-exploitable hydrocarbon deposits due to the high cost of extracting viscous fluid, increasing the profitability of currently developed deposits of high viscosity oils and natural bitumen.

Предлагаемое изобретение удовлетворяет критериям новизны, так как при определении уровня техники не обнаружено средство, которому присущи признаки, идентичные (то есть совпадающие по исполняемой ими функции и форме выполнения этих признаков) всем признакам, перечисленным в формуле изобретения, включая характеристику назначения.The present invention satisfies the criteria of novelty, since when determining the level of technology, no means have been found that have characteristics that are identical (that is, matching the functions performed by them and the form in which these signs are performed) to all the signs listed in the claims, including the purpose of the application.

Способ имеет изобретательский уровень, поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками данного изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на указанный технический результат.The method has an inventive step, because no technical solutions have been identified that have features that match the distinguishing features of this invention, and the popularity of the influence of distinctive features on the specified technical result has not been established.

Заявленное техническое решение с использованием известного нефтепромыслового оборудования можно реализовать в промышленном производстве - для добычи полезных ископаемых - углеводородных энергоносителей. Это соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям.The claimed technical solution using well-known oilfield equipment can be implemented in industrial production - for the extraction of minerals - hydrocarbon energy. This meets the criterion of "industrial applicability" presented to the invention.

Источники информацииInformation sources

1. Патент РФ №2287677, МПК E21B 43/24. Приоритет от 16.12.2005. Опубл. 20.11.2006. Описание патента.1. RF patent No. 2287677, IPC E21B 43/24. Priority dated December 16, 2005. Publ. 11/20/2006. Patent Description

2. Патент РФ №2415260, МПК E21B 43/243. Приоритет от 27.02.2007. Опубл. 27.03.2011. Описание патента.2. RF patent No. 2415260, IPC E21B 43/243. Priority from 02.27.2007. Publ. 03/27/2011. Patent Description

3. Патент РФ №2425969, МПК E21B 43/24. Приоритет от 18.08.2010. Опубл. 10.08.2011. Описание патента.3. RF patent No. 2425969, IPC E21B 43/24. Priority from 08/18/2010. Publ. 08/10/2011. Patent Description

4. Патент РФ №2494240, МПК E21B 43/24 (2006.01), Е21 В7/04 (2006.01). Приоритет от 12.04.2012. Опубл. 27.09.2013. Описание патента.4. RF patent No. 2494240, IPC E21B 43/24 (2006.01), E21 B7 / 04 (2006.01). Priority from 12.04.2012. Publ. 09/27/2013. Patent Description

Claims

1. A method of developing a reservoir of hydrocarbon fluids, including the construction of a horizontal production well in the sole area of a productive formation, an injection horizontal well above a horizontal production well, pumping a coolant into an injection well and selection of a formation product from a production well, characterized in that the horizontal production well is drilled above the bottom of the reservoir, above the horizontal section of the producing well parallel to it in the same direction in the experiment At an infinitely determined distance from the producing well, a horizontal injection well is drilled, two columns of pipes with plugged ends and openings for injecting working agents at the end sections are lowered into the injection well, the sections of each of the pipes with openings at both ends are limited by packers, and the heated working agent into the reservoir, warm the reservoir to the ignition temperature of the in-situ hydrocarbon fluid, inert about the working agent to the oxygen-containing working agent, they set fire to the hydrocarbon fluid in the formation, monitoring and maintaining the conditions for maintaining the combustion propagation front, warm the formation between the wells, adjust the temperature of the section to the temperature of the fluidity of the hydrocarbon fluid in the region of the horizontal section of the producing well and select the heated product, when this using a temperature control device to control the heating of the reservoir in the interwell and adjacent space, and sub neighing of the reservoir temperature within the necessary framework is carried out by changing the flow rate of the supplied working agent; after the reservoir zone has been fully developed within the first step of installing the packers, the injection of working agents is temporarily stopped, pipes with holes and two limiting packers are moved in the direction of the mouths of the producing well by at least the length of the distance between the packers, the packers are brought into working condition and continue to develop the next zone of the reservoir, working through the entire horizontal the first portion of the injection well.

2. The method according to p. 1, characterized in that the simultaneous development of the formation of a horizontal section of two estuaries.

3. The method according to p. 2, characterized in that the development of the reservoir is initiated from a section of the reservoir adjacent to the Central section of the producing well.

4. The method according to p. 2, characterized in that the development of the reservoir is initiated from the closest to the mouth sections of the producing well.

5. The method according to p. 1, characterized in that to rationalize the development process and increase the production of hydrocarbon fluids, the field is covered with a network of pairwise located production and injection wells.