RU2604073C1 - Method for development of hydrocarbon fluid deposits - Google Patents
Method for development of hydrocarbon fluid deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2604073C1 RU2604073C1 RU2015149087/03A RU2015149087A RU2604073C1 RU 2604073 C1 RU2604073 C1 RU 2604073C1 RU 2015149087/03 A RU2015149087/03 A RU 2015149087/03A RU 2015149087 A RU2015149087 A RU 2015149087A RU 2604073 C1 RU2604073 C1 RU 2604073C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- wells
- horizontal
- packers
- formation
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling
Abstract
Description
Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано для добычи углеводородных флюидов, преимущественно-высоковязкой нефти 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 oil 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 параллельных между собой двухустьевых горизонтальных скважин, 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 the wiring in the reservoir of two parallel double-well horizontal wells, injecting steam into the upper, injection well and the selection of products from the lower producing wells. 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 разработки залежи высоковязкой нефти [2], 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, прогрев призабойной зоны обеих горизонтальных скважин до создания гидродинамической связи между скважинами и достижения температуры окисления высоковязкой нефти в районе нагнетательной скважины, при достижении температуры окисления нефти производят закачку кислорода или кислородсодержащей смеси в нагнетательную горизонтальную скважину для осуществления инициации внутрипластового горения, после возгорания закачку кислорода или кислородсодержащей смеси чередуют с закачкой горячей воды или перегретого пара в пропорциях, не приводящих к прекращению внутрипластового горения.A known method of developing a reservoir of high-viscosity oil [2], including the construction of a horizontal producing well in the area of the sole of the producing formation, horizontal injection well above the producing horizontal well, injection of coolant into the injection well and selection of formation products from the producing well, heating the bottom-hole zone of both horizontal wells before creating hydrodynamic connection between the wells and reaching the oxidation temperature of high-viscosity oil in the area of the injection well, when when the temperature of oil oxidation is reached, oxygen or an oxygen-containing mixture is injected into a horizontal injection well to initiate in-situ combustion; after ignition, the injection of oxygen or an oxygen-containing mixture is alternated with the injection of hot water or superheated steam in proportions that do not stop the in-situ combustion.
Недостатком известного способа [2] является неудовлетворительная эффективность (результативность) процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, обусловленная необходимостью расходования неоправданно большого количества теплоносителя для закачки и прогрева по всей длине горизонтальной части ствола единовременно, сложность контроля и управления процессом подземного внутрипластового распространения фронта горения из-за неопределенности границ и масштабов процесса, затруднительность отбора нефти из-за неизбежного закоксовывания горизонтального участка ствола, причем с неопределяемым местонахождением участков закоксовывания, что не позволяет устранить это закоксовывание и его негативное влияние на отбор нефти.The disadvantage of this method [2] is the unsatisfactory efficiency (effectiveness) of the process of extracting oil from the oil reservoir, due to the need to spend an unreasonably large amount of coolant for injection and heating along the entire length of the horizontal part of the barrel at a time, the complexity of monitoring and controlling the process of underground in-situ propagation of the combustion front from due to the uncertainty of the boundaries and scope of the process, the difficulty of oil selection due to the inevitable novyvaniya horizontal section of the barrel, and with an undetermined location of the sites of coking, which does not allow to eliminate this coking and its negative impact on the selection of oil.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности, прототипом, является способ разработки залежей высоковязкой нефти или битумов [3], включающий бурение нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин с расположением забоя нагнетательной скважины над средней частью горизонтальной добывающей скважины, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины с контролем температуры продукции и в зависимости от результатов контроля - принятием мер предотвращения прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую с применением пакеров.Closest to the proposed invention in technical essence, the prototype is a method of developing deposits of highly viscous oil or bitumen [3], including drilling injection and producing horizontal wells with the location of the bottom of the injection well above the middle part of the horizontal producing well, pumping coolant through injection wells, product selection through producing horizontal wells with monitoring the temperature of the product and, depending on the results of the control, by taking measures to prevent Nia breakthrough coolant from the injection well to the production with the use of packers.
Недостатком известного способа [3] является невысокая (неудовлетворительная) скорость процесса прогрева пласта, невозможность управления выработкой продуктивного пласта горизонтальной добывающей скважины. Уплотнение перфорационных отверстий от устья к забою не позволяет создавать равномерный приток нефти и равномерно отбирать ее (нефть) горизонтальным стволом добывающей скважины, создает предпосылки преждевременного прорыва теплоносителя в добывающую скважину, приводящего к прекращению притока нефти и соответственно добычи. Прототип не позволяет регулировать температуру нагрева отбираемой горизонтальной добывающей скважиной продукции. Из-за этого высока вероятность неконтролируемого прорыва теплоносителя по высокопроницаемым пропласткам с оставлением невыработанных нефтеносных участков, что оборачивается низкой отдачей продуктивного пласта (низким КИН - коэффициентом извлечения нефти). Кроме того, прототип [3] не позволяет разрабатывать сложного строения многопластовые залежи высоковязкой нефти и битумов. Недостатки ограничивают область применения прототипа.The disadvantage of this method [3] is the low (unsatisfactory) speed of the process of heating the formation, the inability to control the development of a productive formation of a horizontal production well. The compaction of perforations from the mouth to the bottom does not allow a uniform oil flow and evenly select it (oil) with a horizontal wellbore of the producing well, creating the premise of a premature breakthrough of the coolant into the producing well, leading to the cessation of oil flow and, accordingly, production. The prototype does not allow you to adjust the heating temperature of the selected horizontal production well products. Because of this, there is a high probability of uncontrolled breakthrough of the coolant in highly permeable layers with the abandonment of undeveloped oil-bearing areas, which results in a low return on the reservoir (low oil recovery factor - oil recovery coefficient). In addition, the prototype [3] does not allow to develop the complex structure of multi-layer deposits of highly viscous oil and bitumen. Disadvantages limit the scope of the prototype.
Целью заявляемого изобретения является расширение перечня способов добычи высоковязких углеводородных энергоносителей, повышение результативности процесса флюидоизвлечения из продуктивного пласта (увеличение флюидоотдачи пласта) породы, повышение интенсивности и полноты извлечения углеводородных энергоносителей - флюидов, разработка многопластовых залежей высоковязких углеводородных энергоносителей.The aim of the invention is to expand the list of methods for producing highly viscous hydrocarbon energy carriers, increase the efficiency of the process of fluid extraction from the reservoir (increase fluid recovery of the formation) of the rock, increase the intensity and completeness of the extraction of hydrocarbon energy carriers - fluids, develop multilayer deposits of highly viscous hydrocarbon energy carriers.
Цели достигают тем, что осуществляют способ разработки залежей высоковязкой нефти или битумов, включающий бурение добывающих горизонтальных скважин, бурение над ними нагнетательных горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины, характеризующийся тем, что добывающую и нагнетательную скважины выполняют многоствольными с одинаковым количеством стволов в соответствии с количеством разрабатываемых продуктивных пластов, причем стволы выполняют с горизонтальными участками в продуктивных пластах, расположенными параллельно друг другу в одном направлении, горизонтальные стволы скважин равномерно перфорируют, скважины оснащают устройствами контроля температуры и давления, стволы нагнетательной скважины оборудуют пакерами, через межпакерный участок ствола нагнетательной скважины производят закачку инертного нагретого рабочего агента в продуктивные пласты, прогревают продуктивный пласт до температуры самовоспламенения внутрипластового углеводородного флюида, производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, закачивая который поджигают углеводородный флюид в пласте, отслеживая и поддерживая условия сохранения и распространения фронта горения в продуктивном пласте, прогревают ограниченный пакерами участок пласта до состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта, а поддержание пластовой температуры в обеспечивающих текучесть флюида пределах осуществляют путем изменения объема закачки кислородосодержащего рабочего агента, после полной выработки зоны продуктивного пласта в межпакерном участке закачку кислородосодержащего рабочего агента временно прекращают, колонну труб с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами передвигают в направлении устья нагнетательной 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. Для повышения объемов добычи углеводородных флюидов месторождение покрывают сетью попарно расположенных добывающих и нагнетательных скважин.The goals are achieved by implementing a method of developing high-viscosity oil or bitumen deposits, including drilling production horizontal wells, drilling horizontal injection wells above them, pumping coolant through injection wells, and selecting products through production horizontal wells, characterized in that the production and injection wells are multi-barrel with the same number of trunks in accordance with the number of developed reservoirs, and the trunks are performed with g horizontal sections in productive formations parallel to each other in one direction, horizontal wellbores are uniformly perforated, wells are equipped with temperature and pressure control devices, wellbores are equipped with packers, an inert heated working agent is injected into the productive formations through the interpacker section of the wellbore, warm the reservoir to the temperature of self-ignition of the in-situ hydrocarbon fluid; well, an inert working agent for an oxygen-containing working agent, pumping which ignites a hydrocarbon fluid in the formation, monitoring and maintaining the conditions of conservation and propagation of the combustion front in the productive formation, heat up the section of the formation limited by packers to the state of fluidity of the hydrocarbon fluid and select the heated product, and maintain the reservoir temperature in the range providing fluidity of the fluid is carried out by changing the injection volume of the oxygen-containing working agent, after full the development of the zone of the reservoir in the interpacker section, the injection of oxygen-containing working agent is temporarily stopped, the pipe string with holes and two limiting packers is moved in the direction of the mouth of the injection well by at least a distance between the packers, the packers are brought into working condition and continue to develop the next zone of the reservoir , working out the entire horizontal section of the injection well. To 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 применительно к одному из разрабатываемых продуктивных пластов, Фиг. На Фиг. показана схема реализации заявляемого способа для добычи углеводородных флюидов из нескольких, например двух, нефтеносных пластов породы месторождения, где: 1 - двухствольная горизонтальная добывающая скважина; 2 - двухствольная горизонтальная нагнетательная скважина; 3 - колонна труб для отбора разогретого флюида, 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 - подошва продуктивного пласта; 11 - кровля продуктивного пласта; 12 - первый продуктивный пласт; 13 - второй продуктивный пласт; 14 - непродуктивный пласт породы, разделяющий продуктивные пласты 12 и 13.The following is an example implementation of the proposed method in relation to one of the developed productive formations, FIG. In FIG. shows a diagram of the implementation of the proposed method for the production of hydrocarbon fluids from several, for example, two, oil-bearing strata of the rock of the field, where: 1 is a double-barrel horizontal production well; 2 - double-barrel horizontal injection well; 3 - pipe string for the selection of heated fluid, 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 - the bottom of the reservoir; 11 - the roof of the reservoir; 12 - the first reservoir; 13 - the second reservoir; 14 - non-productive formation, dividing the
Реализация способа показана на примере применительно к одному (из нескольких) продуктивных пластов, например первому продуктивному пласту 12, Фиг. Остальные продуктивные пласты той же залежи разрабатывают описанным выше образом - с бурением, оснащением и эксплуатацией соответствующих горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин.The implementation of the method is shown as an example in relation to one (of several) reservoirs, for example, the
На нефтеносном участке в продуктивном пласте над подошвой пласта 10 бурят двухствольную горизонтальную добывающую скважину 1. На некотором, определяемом толщиной продуктивного пласта расстоянии, например по вертикали от 1 до 25 м, от горизонтального участка добывающей скважины 1 параллельно ей (добывающей скважине), в одном направлении над ней (добывающей скважиной) в продуктивном пласте бурят другую двухствольную горизонтальную - нагнетательную, скважину 2. Затем в нагнетательную скважину 2 опускают колонну труб 4 с заглушенным 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. Вдоль нагнетательной скважины 2 его участок с отверстиями 5 с двух сторон ограничивают пакерующими устройствами 6 и создают межпакерный участок нагнетательной скважины. Расстояние между пакерующими устройствами 6 (далее по тексту - пакерами) варьируют, например, в диапазоне от 5 до 50 м, причем расстояние выбирают экспериментально, исходя из свойств флюидоносной породы. После завершения вышеперечисленных работ скважины готовы к эксплуатации.In the oil-bearing area in the reservoir above the bottom of the
После подготовки скважин 1 и 2 к эксплуатации в продуктивный пласт 10 через межпакерный участок нагнетательной скважины 2 производят закачку рабочего агента, например инертного газа, с температурой, обеспечивающей прогрев продуктивного пласта 10 до значений температуры самовоспламенения флюида, например нефти продуктивного пласта, например - плюс 350°С. Температуру самовоспламенения (флюида) и начала внутрипластового горения содержащегося в пласте углеводородного флюида для конкретного случая определяют экспериментально. Например, путем лабораторного исследования извлеченного при бурении керна флюидоносного пласта породы и свойств содержащегося в керне флюида, например его (флюида) температуры самовоспламенения, вязкости, плотности, теплоемкости, геофизических свойств пластовой породы.After the
Производят прогрев призабойной зоны ствола горизонтальной нагнетательной скважины путем закачки нагретого инертного рабочего агента, например продуктов сгорания выработавшего воздушный ресурс авиадвигателя, создают гидродинамическую связь между скважинами и доводят (закачкой горячего рабочего агента) температуру участка пласта между добывающей и нагнетательной скважинами до температуры самовоспламенения флюида. При этом происходит снижение вязкости флюида, например нефти. Затем, после достижения температуры самовоспламенения флюида в нефтеносном пласте, производят замену закачиваемого в пласт инертного рабочего агента на содержащий окислитель рабочий агент, например на кислородосодержащий атмосферный воздух. После замены инертного рабочего агента на кислородсодержащий рабочий агент в пласте возникает горение содержащегося там (в пласте) и нагретого до температуры самовоспламенения флюида. От очага горения по пласту распространяются фронт горения и тепловые волны 7. Некоторая доля содержащегося в пласте флюида, например 15%, выгорает, выделяя тепло. Количество сжигаемого для разогрева пласта флюида регулируют, например, путем регулирования количества подаваемого в пласт кислородосодержащего рабочего агента. Участок пласта разогревается вместе с находящимся в пласте углеводородсодержащим флюидом, например нефтью. Невыгоревшая, оставшаяся в пласте доля флюида является добываемым полезным продуктом, объектом добычи.The bottom-hole zone of the horizontal injection wellbore is heated by pumping a heated inert working agent, for example, combustion products of an aircraft engine that has developed an air resource, create a hydrodynamic connection between the wells and adjust (by pumping a hot working agent) the temperature of the formation section between the producing and injection wells to the temperature of fluid self-ignition. In this case, a decrease in the viscosity of the fluid, for example, oil, occurs. Then, after reaching the auto-ignition temperature of the fluid in the oil reservoir, the inert working agent injected into the reservoir is replaced with a working agent containing an oxidizing agent, for example, oxygen-containing atmospheric air. After replacing an inert working agent with an oxygen-containing working agent, combustion of the fluid contained therein (in the formation) and heated to the temperature of autoignition of the fluid occurs. From the source of combustion, a combustion front and heat waves propagate through the
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 1. В районе ствола горизонтального участка добывающей скважины 1 производят отбор нагретого продукта (добычу), например высоковязкой нефти. Контроль разогрева межскважинного и прилегающего пространства осуществляют с использованием устройства контроля температуры 9, например термопар, в добывающей скважине. При горении в пласте контроль и управление пластовой температурой в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода закачиваемого рабочего агента, например воздуха с содержанием кислорода. При распространении фронта горения после полной отработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров, закачку рабочих агентов временно прекращают. Затем передвигают трубу 4 с отверстиями 5 и с двух сторон ограничивающими участок расположения отверстий 5 пакерами в направлении устья добывающей скважины на длину расстояния между пакерами. Установив пакеры, по вышеописанной схеме продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта. 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. Полноту выработки определяют, например, с использованием устройства [см. Описание] для автоматизированной аппроксимации параметров добываемой нефти, расчета запасов и свойств коллекторов или обводненности продукции в промысловых условиях.As heating and viscosity decrease, a fluid, such as high viscosity oil, gains fluidity and flows down to the bottom of the formation, into the zone of the horizontal section of production well 1. In the vicinity of the trunk of the horizontal section of production well 1, a heated product (production), for example, high viscosity oil, is selected . Monitoring the heating of the interwell and adjacent spaces is carried out using a
После выработки запасов нефти в объеме выгоревшего участка продуктивного пласта, например на расстоянии 20 м вдоль горизонтальной добывающей скважины, производят приостановку закачки рабочего агента с содержанием кислорода. Перемещают колонну труб 4 с пакерами 6 в направлении устья нагнетательной скважины 1, например, на 0,5…2,0 изначального расстояния между пакерами 6. Пакеры приводят в рабочее состояние и изолируют следующий межпакерный участок в направлении к устью нагнетательной скважины. Затем возобновляют закачку рабочих агентов (последовательно инертного и кислородосодержащего) по описанному выше алгоритму, свойственному началу работы. При наличии достаточного прогрева пласта за счет внутрипластового горения производят закачку кислородосодержащего рабочего агента без закачки инертного.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 a working agent with oxygen content is suspended. The pipe string 4 with the
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 достигают полной выработки объема межскважинного пространства продуктивного пласта 3, с добычей максимально возможного количества пластового флюида, например высоковязкой нефти, содержащегося в охваченном процессом объеме нефтеносного пласта.Such actions are carried out until the complete extraction (full production) 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, the full development of the volume of the inter-borehole space of the
Для эксплуатации многопластовой залежи продуктивные пласты разрабатывают расположенными на том же участке многоствольными горизонтальными скважинами с количеством стволов, соответствующим количеству разрабатываемых продуктивных пластов, и оснащенных необходимым оборудованием.For the exploitation of a multilayer reservoir, productive formations are developed by multilateral horizontal wells located on the same site with the number of trunks corresponding to the number of developed productive formations and equipped with the necessary equipment.
Применение предложенного способа существенно повышает флюидоотдачу залежи углеводородного сырья. Способ может быть использован, например, при разработке залежей высоковязкой нефти и природных битумов, в том числе для разработки многопластовых залежей углеводородных флюидов, например тяжелых нефтей и природных битумов, тем самым расширяя перечень способов разработки высоковязких углеводородных энергоносителей. Контролируя температуру и давление в добывающей скважине, определяют и регулируют параметры процесса добычи - объем закачки рабочих агентов, например инертных газов в процессе прогрева продуктивного пласта, кислородсодержащего воздуха - при возбуждении и поддержании внутрипластового горения. Контролируемость параметров позволяет управлять интенсивностью процесса извлечения углеводородных энергоносителей, в том числе путем обеспечения равномерного притока флюида к добывающей скважине с использованием последовательной, пошаговой разработки всего пласта за счет применения пакеров, с контролем и поддержанием при каждом шаге операций (пошаговой разработки межпакерного расстояния продуктивного пласта с использованием внутрипластового горения) необходимых условий внутрипластового горения, например сжигаемой доли внутрипластового флюида, температуры горящего пласта, пространственного положения фронта горения. Управляемость интенсивностью процесса извлечения способствует повышению полноты выработки (полноты извлечения) флюида продуктивного пласта.The application of the proposed method significantly increases the fluid recovery of hydrocarbon deposits. The method can be used, for example, in the development of deposits of high-viscosity oil and natural bitumen, including for the development of multi-layer deposits of hydrocarbon fluids, for example, heavy oils and natural bitumen, thereby expanding the list of methods for developing high-viscosity hydrocarbon energy carriers. By controlling the temperature and pressure in the producing well, the parameters of the production process are determined and regulated - the volume of injection of working agents, for example, inert gases during the heating of the reservoir, oxygen-containing air - during the initiation and maintenance of in-situ combustion. Controllability of parameters allows controlling the intensity of the process of hydrocarbon energy recovery, including by ensuring a uniform fluid flow to the producing well using sequential, step-by-step development of the entire formation through the use of packers, with control and maintenance at each step of operations (step-by-step development of the intersacker distance of the reservoir with using in situ combustion) necessary conditions for in situ combustion, for example, the burnt fraction of reservoir fluid, temperature of the burning formation, spatial position of the combustion front. Controllability of the intensity of the extraction process improves the completeness of the production (completeness of extraction) of the fluid of the reservoir.
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.
Пример осуществления предполагаемого изобретения показывает его полезность для разработки ныне разведанных, но неэксплуатируемых - из-за высокой стоимости извлечения вязкого флюида - месторождений углеводородного сырья, а также для повышения рентабельности ныне разрабатываемых месторождений высоковязкой нефти и природных битумов.An example implementation of the proposed invention shows its usefulness for the development of currently explored, but not exploitable, due to the high cost of extracting viscous fluid - hydrocarbon deposits, as well as to increase the profitability of currently developed deposits of high viscosity oil and natural bitumen.
Предлагаемое изобретение удовлетворяет критериям новизны, так как при определении уровня техники не обнаружено средство, которому присущи признаки, идентичные (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 inherent features that are identical (coinciding in the function performed by them and in the form of these features) to all the features 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 стандартного оборудования и средств измерения можно реализовать в промышленном производстве для добычи углеводородных энергоносителей. Это соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям.The claimed technical solution using standard equipment and measuring instruments can be implemented in industrial production for the extraction of hydrocarbon energy. This meets the criterion of "industrial applicability" presented to the invention.
ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ ИСТОЧНИКИUSED SOURCES
1. Патент РФ №2287677, МПК Е21В 43/24. Приоритет от 16.12.2005. Опубл. 20.11.2006. Описание патента.1. RF patent №2287677, IPC ЕВВ 43/24. Priority dated December 16, 2005. Publ. 11/20/2006. Patent Description
2. Патент РФ №2425969, МПК Е21В 43/24. Приоритет от 18.08.2010. Опубл. 10.08.2011. Описание патента.2. RF patent No. 2425969, IPC ЕВВ 43/24. Priority from 08/18/2010. Publ. 08/10/2011. Patent Description
3. Патент РФ №2494240, МПК Е21В 43/24 (2006.01), Е21В 7/04 (2006.01). Приоритет от 12.04.2012. Опубл. 27.09.2013. Описание патента.3. RF patent No. 2494240, IPC Е21В 43/24 (2006.01),
4. Патент РФ на полезную модель №116893 МПК Е21В 47/00 (2012.01), Приоритет от 30.12.2011 Опубл. 10.06.2012. Описание патента.4. RF patent for utility model No. 116893 IPC Е21В 47/00 (2012.01), Priority dated 12.30.2011 Publ. 06/10/2012. Patent Description
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015149087/03A RU2604073C1 (en) | 2015-11-16 | 2015-11-16 | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015149087/03A RU2604073C1 (en) | 2015-11-16 | 2015-11-16 | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2604073C1 true RU2604073C1 (en) | 2016-12-10 |
Family
ID=57776689
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015149087/03A RU2604073C1 (en) | 2015-11-16 | 2015-11-16 | Method for development of hydrocarbon fluid deposits |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2604073C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4982786A (en) * | 1989-07-14 | 1991-01-08 | Mobil Oil Corporation | Use of CO2 /steam to enhance floods in horizontal wellbores |
| RU2287677C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil-bitumen deposit |
| RU2334096C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of massive type high-viscosity oil pool development |
| RU2425969C1 (en) * | 2010-08-18 | 2011-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscous oil deposit |
| RU2494240C1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumens |
-
2015
- 2015-11-16 RU RU2015149087/03A patent/RU2604073C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4982786A (en) * | 1989-07-14 | 1991-01-08 | Mobil Oil Corporation | Use of CO2 /steam to enhance floods in horizontal wellbores |
| RU2287677C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil-bitumen deposit |
| RU2334096C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of massive type high-viscosity oil pool development |
| RU2425969C1 (en) * | 2010-08-18 | 2011-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscous oil deposit |
| RU2494240C1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumens |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10655441B2 (en) | Stimulation of light tight shale oil formations | |
| RU2306410C1 (en) | Method for thermal gaseous hydrate field development | |
| RU2539048C2 (en) | In-situ combustion method (versions) | |
| EA029006B1 (en) | Method for initiating steam-assisted gravity drainage | |
| US10208578B2 (en) | Moving injection gravity drainage for heavy oil recovery | |
| RU2358099C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil | |
| RU2399755C1 (en) | Development method of oil deposit by using thermal action on formation | |
| RU2597040C1 (en) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits | |
| RU2429346C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit with use of in-situ combustion | |
| US4566537A (en) | Heavy oil recovery | |
| Turta | In situ combustion | |
| RU2386801C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development with usage of in-situ combustion | |
| CA2856914C (en) | In situ combustion with a mobile fluid zone | |
| RU2706154C1 (en) | Development method of high viscous oil or bitumen deposit | |
| US3349846A (en) | Production of heavy crude oil by heating | |
| RU2604073C1 (en) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits | |
| RU2603795C1 (en) | Method of development of hydrocarbon fluids (12) | |
| RU2563892C1 (en) | Method of development of hydrocarbon fluid deposit | |
| RU2672272C2 (en) | Method for developing super-viscous oil deposits | |
| RU2550632C1 (en) | Method of oil field development by horizontal and vertical well system using thermal impact | |
| RU2581071C1 (en) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits | |
| Hallam et al. | Pressure-up blowdown combustion: A channeled reservoir recovery process | |
| RU2602094C1 (en) | Method of thermal oil production | |
| RU2597041C1 (en) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits | |
| RU2722895C1 (en) | Method for development of multilayer heterogenous oil deposit |