RU2690588C2 - Method of super-viscous oil field development - Google Patents

Method of super-viscous oil field development Download PDF

Info

Publication number
RU2690588C2
RU2690588C2 RU2017136269A RU2017136269A RU2690588C2 RU 2690588 C2 RU2690588 C2 RU 2690588C2 RU 2017136269 A RU2017136269 A RU 2017136269A RU 2017136269 A RU2017136269 A RU 2017136269A RU 2690588 C2 RU2690588 C2 RU 2690588C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
injection
wells
steam
packer
Prior art date
Application number
RU2017136269A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2017136269A3 (en
RU2017136269A (en
Inventor
Марат Инкилапович Амерханов
Роберт Рафаэлович Ахмадуллин
Фаниль Муктасимович Ахметзянов
Наиль Мунирович Ахметшин
Антон Николаевич Береговой
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2017136269A priority Critical patent/RU2690588C2/en
Publication of RU2017136269A3 publication Critical patent/RU2017136269A3/ru
Publication of RU2017136269A publication Critical patent/RU2017136269A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2690588C2 publication Critical patent/RU2690588C2/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK 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 OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK 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

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)

Abstract

FIELD: oil industry.SUBSTANCE: method of development of ultra-viscous oil includes the construction of horizontal producing and located above injection wells with the installation of casing, injecting a displacing agent with a specific weight below the specific gravity of the produced water - superheated steam into the injection well and selecting products from the production well, determination of the necessary wells for overlapping intervals, the overlapping of certain intervals of this well by filling from the bottom to the mouth with an insulating composition that collapses under a certain impact, with subsequent technological aging. At the same time, before the injection of superheated steam, the production well is equipped with a drillable pass-through packer at a distance of 1/5–4/5 of the length of the horizontal filter part from the beginning of the filter from the mouth, through which a heat-resistant, acid-destructive insulating composition is pumped, filling the well space to the bottom, after which the specified packer is silenced. In the installation interval of the drilled through-packer in the injection well, the drilled deaf packer is installed. Prior to the start of the extraction from the production well, a permeable zone is created between the wells due to the steam injection in both wells. After creating a permeable zone between the wells, steam is injected into the injection well and product is taken through the production well and continue until a stable thermo-hydrodynamic connection is established between the wells. Then both packers are drilled, and the water insulating composition is destroyed by exposure to hydrochloric acid, after which the production well is again operated in the extraction mode, and the injection well - in the steam injection mode.EFFECT: technical result is a reduction in the water cut, an increase in the flow rate of the well, a reduction in energy costs, and an increase in the oil recovery factor.1 cl, 3 dwg, 2 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.The invention relates to the oil industry and can find application in the development of deposits of highly viscous and bituminous oil.

Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU №2531412, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №29 от 20.10.2014), включающий бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающее скважины, при этом прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения, после чего поочередно используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти, первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 48-72 часов, второй режим включает закачку в добывающую скважину пропиленгликоля из расчета 5 м3 на 100 м горизонтального участка добывающей скважины с содержанием основного вещества не менее 98% с выдержкой в пласте в течение 12-24 часов и одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине, третий режим включает добычу высоковязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величина паронефтяного отношения в 1,5 раза.There is a method of development of deposits of super-viscous oil (patent RU №2531412, IPC Е21В 43/24, publ. Bull. №29 dated 10/20/2014), including the drilling of a pair of horizontal upper injection and lower production wells, the horizontal sections of which are placed in parallel one above the other in vertical plane, reservoir heating by steam injection into both wells with formation of a steam chamber, heating of the interborehole zone of the reservoir, reduction of viscosity of super-viscous oil, steam injection into the upper horizontal injection well, and product withdrawal from the lower horizon flax production wells, while the reservoir is heated by steam injection into both wells until the value of the steam-oil ratio is stabilized, after which three modes of development of a super-viscous oil reservoir are used alternately, the first mode includes steam injection into the injection well and holding it in the reservoir for 48-72 hours, a second mode comprises injection into the production well at the rate of propylene glycol is 5 m 3 per 100 m horizontal section of the production well with the content of the basic substance is not less than 98% of the delay in the formation within 12-24 hours and dnovremennoy circulation steam into an injection well, the third mode includes a high-viscosity oil production from the production well to increase the magnitude relationship paroneftyanogo 1.5.

Недостатками способа являются отсутствие контроля равномерности прогрева межскважинного пространства на всех этапах эксплуатации пары скважин, что может привести к прорывам пара и выходу из строя насосного оборудования, а также к общему замедлению освоения залежи. Также после начала отбора продукции добывающей скважиной и достижения паронефтяного отношения 2,2-3,8 м3/т, то есть фактического получения растущего дебита по нефти, нецелесообразно останавливать отбор, переводить пару скважин на циклический режим работы, включающий период 48-72 суток без закачки пара, что приведет к остыванию паровой камеры и необходимости повторного освоения паром обеих скважин и создания паровой камеры.The disadvantages of the method are the lack of control of uniformity of heating of the interwell well space at all stages of operation of a pair of wells, which can lead to steam breakthroughs and failure of pumping equipment, as well as to a general slowdown in the development of the reservoir. Also, after the start of the production selection of the production well and the achievement of the paro-oil ratio of 2.2-3.8 m 3 / t, that is, the actual production of a growing oil production rate, it is impractical to stop the selection, transfer a couple of wells to a cyclic mode of operation, including a period of 48-72 days without steam injection, which will lead to a cooling of the steam chamber and the need to re-master the steam of both wells and create a steam chamber.

Известен способ разработки залежей высоковязкой нефти или битумов (патент RU №2604073, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №34 от 10.12.2016), включающий бурение добывающих горизонтальных скважин, бурение над ними нагнетательных горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины, отличающийся 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.There is a method of developing deposits of high-viscosity oil or bitumen (patent RU No. 2604073, IPC Е21В 43/24, publ. Byul. No. 34 dated December 10, 2016), which includes drilling of producing horizontal wells, drilling above them of injection horizontal wells, pumping coolant through injection wells , the selection of products through producing horizontal wells, characterized in that the production and injection wells perform multilateral with the same number of shafts in accordance with the number of developed reservoirs, and Oles are performed with horizontal sections in productive formations arranged parallel to each other in the same direction, horizontal wells are perforated evenly, wells are equipped with temperature and pressure control devices, injection wells are equipped with packers, and an inert heated working agent is pumped through the interpacker portion of the injection well productive formations, warm up the productive formation to the self-ignition temperature of the intra-layer hydrocarbon fluid a, replace the inert working agent with an oxygen-containing working agent, injecting the hydrocarbon fluid in the reservoir, igniting it, tracking and maintaining the conditions of preservation and propagation of the combustion front in the reservoir, heat the portion of the reservoir bounded by the packers to yield the hydrocarbon fluid yield and select the heated product, and maintaining the reservoir temperature in the limits of fluid flow limits is carried out by changing the volume of injection of oxygen-containing working agent nta, after the production zone of the reservoir is fully developed in the interpacker section, the injection of oxygen-containing working agent is temporarily stopped, the string of pipes with holes and with two limiting packers are moved in the direction of the mouth of the injection well not less than the distance between the packers, the packers are brought to working condition and continue working the next zone of the reservoir, working through the entire horizontal section of the injection well.

Недостатками данного способа являются отсутствие надежных технических средств контроля за распространением фронта горения, образование очень стойких нефтеводогазовых эмульсии, осложняющие промысловую подготовку нефти, учитывая небольшие глубины залегания битумных залежей (до 400 м) могут возникать поверхностные утечки газа (азот, углекислый газ, кислород), повышенная коррозия оборудования, экологические проблемы (выделение токсичных продуктов H2S, SO2, NO2).The disadvantages of this method are the lack of reliable technical means of controlling the spread of the combustion front, the formation of very persistent oil-gas emulsions that complicate the field preparation of oil, given the small depths of bitumen deposits (up to 400 m) surface gas leaks (nitrogen, carbon dioxide, oxygen) may occur, increased corrosion of equipment, environmental problems (release of toxic products H 2 S, SO 2 , NO 2 ).

Известен способ разработки нефтебитумной залежи (патент RU №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, при этом выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.There is a method for developing an oil-bitumen reservoir (patent RU No. 2287677, IPC Е21В 43/24, publ. Bull. No. 32 dated 11/20/2006), including the construction of a producing two-well horizontal well and the selection of products, while building an injection well above the producing two-well horizontal well. two-well horizontal well, create a permeable zone between the wells due to the injection of water vapor in both wells, after creating the permeable zone, steam is supplied only to the injection two-well horizontal well, and products are taken from a two-well horizontal well; the degree of dryness of the injected steam is alternated periodically, first steam is pumped to a high degree of dryness until the injection capacity of the twin-well horizontal well and the proportion of steam in the product being withdrawn is increased, and then steam is pumped to a small degree of dryness, the volume of which is determined by increasing the pressure forcing, which is supported not exceeding the pressure of opening vertical cracks, and products are taken along the producing two-fluid horizontal well to complete development of the reservoir.

Недостатками данного способа являются высокие материальные и энергетические затраты на строительство двухустьевых горизонтальных скважин, связанные с необходимостью добуривания, обсаживания, цементирования и обустройства второго устья, отсутствие контроля состояния прогрева горизонтального ствола добывающей скважины, что может привести к прорывам пара к насосу и к неравномерному прогреву, а также к общему замедлению освоения залежи, и использование свабного насоса, который имеет ряд недостатков (низкая производительность, высокий износ сваба и резиновых уплотнителей, необходимость нахождения подъемника и бригады подземного ремонта на устье добывающей скважины).The disadvantages of this method are the high material and energy costs for the construction of two-hole horizontal wells, associated with the need to drill, plant, cement and equip the second mouth, the lack of control over the state of heating of the horizontal wellbore of the production well, which can lead to uneven heating, as well as to the general slowdown in the development of the reservoir, and the use of a swab pump, which has several disadvantages (low productivity, high wear of the swab and rubber seals, the need for finding a lift and a brigade of underground repair at the mouth of the production well).

Наиболее близким к заявляемому способу по совокупности существенных признаков является способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами (патент № RU 2522369, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №19 от 10.07.2014), включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, при этом в качестве вытесняющего агента используют теплоноситель с температурой не менее 80°С, а перед эксплуатацией скважин проводят исследования для определения водоносных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего обсадную колонну, примыкающую к водоносным зонам этой скважины, последовательно от забоя к устью заполняют водоизолирующим составом, разрушающимся при превышении температуры стабильности данного состава, которую подбирают ниже температуры теплоносителя, после технологической выдержки изолирующего состава скважины вводят в эксплуатацию в обычном режиме.The closest to the claimed method for the combination of essential features is the method of developing deposits of high-viscosity oil and / or bitumen with oil-water zones (patent No. RU 2522369, IPC EV 43/24, publ. Bul. No. 19 of July 10, 2014), including the construction of horizontal mining and located above the injection wells with the installation of casing strings, injection of a displacing agent with a specific weight lower than the specific gravity of the formation water in the injection well and the selection of products from the producing well, while coolant with a temperature of not less than 80 ° C, and before the operation of wells, studies are conducted to determine the aquifer zones adjacent to the production well, after which the casing column adjacent to the aquifer zones of this well is sequentially filled with a water insulating structure from the bottom to collapse when exceeding the temperature stability of this composition, which is selected below the temperature of the coolant, after technological exposure of the insulating composition of the well is put into operation in the usual mode.

Недостатками известного способа являются узкая область применения, с учетом того что водоизолирующий состав разрушается при термическом воздействии превышающим температуру стабильности данного состава, что может быть легко достигнуто при добыче высоковязкой нефти с закачкой высокотемпературного пара (более 180°С), также во время эксплуатации погружным насосом происходит частичный вынос некоторого количества водоизолирующего состава ввиду его нестабильности при термическом воздействии и отложение на элементах насоса, в результате снижается эффективность водоизоляционных работ, также снижается производительность насоса вплоть до полного отказа. Также возможны значительные энергетические потери в нагнетательной скважине, так как не достигается избирательность воздействия именно ограниченной водоизолирующим составом зоны добывающей скважины, так как необходимо прогревать горизонтальный ствол нагнетательной скважины по всей длине и есть вероятность неконтролируемых прорывов пара в участке установки водоизолирующего состава.The disadvantages of this method are the narrow scope, taking into account the fact that the water insulating composition is destroyed by thermal effects exceeding the temperature stability of this composition, which can be easily achieved when extracting high-viscosity oil with injection of high-temperature steam (more than 180 ° C), also during operation with a submersible pump A partial removal of a certain amount of water insulating composition occurs due to its instability during thermal exposure and deposition on the pump elements, as a result of the effectiveness of waterproofing works is reduced, and the pump performance is reduced to a complete failure. Significant energy losses in the injection well are also possible, since the selectivity of the impact of the production zone limited by the insulating composition is not achieved, since it is necessary to heat the horizontal barrel of the injection well along the entire length and there is a possibility of uncontrolled steam breakthroughs in the installation section of the waterproofing composition.

Техническими задачами предлагаемого способа являются расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при воздействии на него в течение продолжительного времени высокими температурами (не менее 180°С), снижение материальных затрат из-за непроизводительной эксплуатации водонасыщенных зон пласта, исключение возможности саморазрушения водоизолирующего состава до создания устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на вход насоса, создание избирательного воздействия на определенную зону залежи, ограниченную пакерами и водоизолирующим составом, все это приведет к снижению обводненности продукции, увеличению дебита скважины, снижению энергетических затрат, повышению коэффициента извлечения нефти.The technical objectives of the proposed method are the expansion of functionality due to the stability of the water insulating composition when exposed to it for a long time by high temperatures (at least 180 ° C), reducing material costs due to unproductive operation of water-saturated zones of the reservoir, eliminating the possibility of self-destruction of the water insulating composition before creating sustainable thermohydrodynamic connection between wells, increasing the efficiency of submersible well pumps for m hit exception water shutoff composition to the input of the pump, creating a selective effect on a specific zone deposits, and water shutoff limited packers composition, all this will reduce water production, to increase well production, reduce energy costs, improve oil recovery.

Технические задачи решаются способом разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающим строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, определение необходимых для перекрытия интервалов добывающей скважины, перекрытие определенных интервалов этой скважины заполнением от забоя к устью изолирующим составом, разрушающимся при определенном воздействии, с последующей технологической выдержкой.Technical tasks are solved by the method of developing paired horizontal wells producing high-viscosity oil, including the construction of horizontal production and located above injection wells with casing installation, injection of a displacing agent with a specific weight below the specific weight of formation water in the injection well and the selection of products from the production well, determining to overlap the intervals of the production well, overlapping certain intervals of this well by filling from the bottom to the mouth and a zoliruyuschem composition, collapsing at a certain impact, followed by technological exposure.

Новым является то, что перед закачкой вытесняющего агента в виде перегретого пара добывающую скважину оснащают разбуриваемым проходным пакером на расстоянии 1/5-4/5 длины горизонтальной фильтровой части от начала фильтра со стороны устья, через который закачивают термостойкий кислоторазрушаемый изолирующий состав, заполняющий пространство скважины до забоя, после чего пакер заглушают, в интервале установки проходного пакера в нагнетательной скважине устанавливают разбуриваемый глухой пакер, до начала отбора из добывающей скважины создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания пара в обе скважины, закачку пара и отбор продукции продолжают до создания устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, затем оба пакера разбуривают, а водоизолирующий состав разрушают воздействием соляной кислоты, после чего добывающую скважину опять эксплуатируют в режиме отбора, а нагнетательную в режиме закачки пара.New is that before pumping the displacing agent in the form of superheated steam, the production well is equipped with a drillable flow packer at a distance of 1 / 5-4 / 5 the length of the horizontal filter part from the beginning of the filter on the mouth side, through which the heat-resistant acid-breakable insulating composition is pumped filling the well space before slaughtering, after which the packer is silenced, a drilled deaf packer is installed in the injection interval of the through-packer in the injection well; give a permeable zone between the wells due to steam injection into both wells, steam injection and product selection continue until a stable thermo-hydrodynamic connection is established between the wells, then both packers are drilled, and the water insulating composition is destroyed by hydrochloric acid, after which the production well is operated again in the selection mode, and injection in steam injection mode.

На фиг. 1 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе циркуляции пара в обе скважины.FIG. 1 shows a diagram of a profile of a pair of horizontal wells at the stage of circulation of steam into both wells.

На фиг. 2 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе создания термогидродинамической связи.FIG. 2 shows a profile diagram of a pair of horizontal wells at the stage of creating a thermo-hydrodynamic connection.

На фиг. 3 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе расширения паровой камеры.FIG. 3 shows a profile diagram of a pair of horizontal wells at the stage of expansion of the steam chamber.

Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.

Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство в продуктивном пласте 1 (фиг. 1, 2 и 3) горизонтальных добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине 2, создание проницаемой зоны между скважинами 2 и 3 за счет нагнетания водяного пара в обе скважины 2 и 3. В обе скважины устанавливают разбуриваемые пакеры 4 и 4' (фиг. 1) (например, см. патент RU №2483092) на одинаковом расстоянии 1/5-4/5 длины горизонтальной фильтровой части скважин 2 и 3 от начала (со стороны устья) фильтра 5, отсекающие область пласта 1, примыкающую к забойной части скважин 2 и 3, для создания избирательного воздействия на залежь высоковязкой нефти в пределах интервала от начала фильтра 5 до пакеров 4, при этом в добывающей скважине 2 устанавливают проходной пакер 4', через который закачивают термостойкий водоизолирующий состав 6 (например, см. патенты ПМ RU №№164723, 130624 и т.п.), заполняющий пространство скважины от пакера 4' до забоя скважины 2, после чего пакер 4' заглушают.The method of developing paired horizontal wells producing highly viscous oil includes the construction in the reservoir 1 (Fig. 1, 2 and 3) of a horizontal production well 2 and an injection well 3, located above and parallel to the production well 2, creating a permeable zone between the wells 2 and 3 due to steam injection into both wells 2 and 3. Drilled packers 4 and 4 '(Fig. 1) are installed in both wells (for example, see patent RU No. 2483092) at the same distance 1 / 5-4 / 5 of the length of the horizontal filter parts of wells 2 and 3 from the beginning ( from the mouth of the filter 5, cutting off the area of the reservoir 1 adjacent to the downhole part of wells 2 and 3, to create a selective impact on the reservoir of high-viscosity oil within the interval from the beginning of the filter 5 to the packers 4, while in the production well 2 a pass-through packer 4 is installed ', through which the heat-resistant water insulating compound 6 is pumped (for example, see patents RU RU №№164723, 130624, etc.), filling the well space from the packer 4' to the bottom of the well 2, after which the packer 4 'is muffled.

Как показывает практика: в случае выбора расстояния от начала (со стороны устья) фильтра 5 для установки пакеров менее 1/5 и более 4/5 длины горизонтальной фильтровой части скважин 2 и 3 не достигается эффективность избирательного воздействия на залежь, так как в данных случаях мы либо отсекаем почти всю, либо оставляем почти всю фильтровую горизонтальную часть скважин.As practice shows: in case of choosing the distance from the beginning (from the mouth) of the filter 5 for installing packers less than 1/5 and more than 4/5 of the length of the horizontal filter part of wells 2 and 3, the effectiveness of selective influence on the reservoir is not achieved, as in these cases we either cut off almost all, or leave almost the entire horizontal filter part of the wells.

Далее в нагнетательной скважине 3 (фиг. 1) размещают одну или две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ 7, при этом при использовании двух НКТ 7 конец НКТ 7 меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец НКТ 7 большего диаметра во второй половине ствола скважины 3, но на расстоянии не менее 50 м от пакера 4, а для закачки пара в добывающей скважине 2 размещают одну колонну НКТ 8 со смещением конца по горизонтали относительно концов НКТ 7 нагнетательной скважины 3 не менее чем на 10 м. На расположения НКТ 7 и 8 в скважинах 2 и 3 авторы не претендуют. В обе скважины 2 и 3 закачивают высокотемпературный пар, далее скважины 2 и 3 останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 2, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины 2 выявляют зону с наибольшей температурой прогрева, в которой размещают оптоволоконный кабель (не показан) и спускаемый на колонне НКТ 8 (фиг. 2) насос 9. Закачку пара через нагнетательную скважину 3 по НКТ 7 возобновляют, а отбор продукции насосом 9 проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины 3 посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса 9 (при наличии температурного датчика), для контролирования процесса прогрева добывающей скважины 3. При эксплуатации после установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами 2 и 3, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости насосом 9, а также повышением термограммы вдоль ствола скважины 3, это характеризует создание устойчивой термогидродинамической связи между скважинами 2 и 3. После этого оба пакера 4 и 4 разбуривают, а водоизолирующий состав 6 разрушают воздействием соляной кислоты, после чего добывающую скважину 2 (фиг. 3) опять эксплуатируют в режиме отбора, а нагнетательную 3 в режиме закачки пара. Используя такой вид поэтапного прогрева и подачи пара в нагнетательной скважине 3 и отбора в добывающей скважине 2, добиваются расширения паровой камеры (не показан) по всей длине скважин 2 и 3 для полного вовлечения извлекаемых запасов в разработку и до полной выработки продуктивного пласта 1.Next in the injection well 3 (Fig. 1) one or two tubing strings are placed - tubing 7, while using two tubing 7 the end of tubing 7 of smaller diameter is placed at the beginning of the horizontal well and the end of tubing 7 of larger diameter in the second half borehole 3, but at a distance of at least 50 m from the packer 4, and for steam injection in the production well 2 one column of tubing 8 is placed with a horizontal displacement of the end relative to the ends of tubing 7 of the injection well 3 by no less than 10 m. 7 and 8 in wells 2 and 3 auto ora do not claim. High-temperature steam is pumped into both wells 2 and 3, then wells 2 and 3 are stopped for exposure for thermocapillary impregnation and cooling of the wellbore of the producing well 2, in which thermobarometric measurements are carried out by means of geophysical studies, according to the results of which the zone with the largest well is detected in the horizontal well of the producing well 2. the heating temperature in which the fiber-optic cable (not shown) and the pump 9 run down on the tubing tubing 8 (fig. 2) are placed. Steam injection through the injection well 3 through tubing tubing 7 ovulate, and the selection of products by the pump 9 is carried out with the removal of the thermogram along the wellbore of the production well 3 by means of fiber optic cable and temperature measurement at the pump inlet 9 (if there is a temperature sensor), to monitor the process of heating the production well 3. During operation, after establishing a stable thermo-dynamic coupling between the wells 2 and 3, characterized by an increase in the temperature of the produced fluid by the pump 9, as well as an increase in the thermogram along the borehole 3, this characterizes the creation of a stable Thermohydrodynamic connection between wells 2 and 3. After that, both packers 4 and 4 are drilled, and water insulating compound 6 is destroyed by exposure to hydrochloric acid, after which the production well 2 (FIG. 3) again operate in the selection mode, and injection 3 in the steam injection mode. Using this type of step-by-step heating and steam supply in the injection well 3 and extraction in the production well 2, the steam chamber (not shown) is expanded along the entire length of wells 2 and 3 in order to fully involve the recoverable reserves in the development and up to the full development of the reservoir 1.

Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.

Пример 1. В пласте 1 (фиг. 1, 2 и 3) вязкость нефти составляет 27350*10-6 м2/с (при 8°С). На месторождении производят строительство пары одноустьевых горизонтальных скважин 2 и 3. Нагнетательная скважина 3 с горизонтальным стволом длиной 822 м на глубине 93 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол скважины 3 обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром (не показано). Добывающая скважина 2 с горизонтальным стволом длиной 815 м на глубине 98 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена колонной с щелями - щелевым фильтром (не показано). В добывающей скважине 2 на глубине 532 м установили проходной пакер 4', и через него закачали кислоторазрушаемый изолирующий состав 6 (гелевый состав на водной основе с добавлением гуаровой камеди и полиакриламида) в объеме 10 м3, заполняющий пространство фильтра от забоя до пакера 5, после чего пакер заглушили. В нагнетательной скважине 3 на глубине 531 м установили разбуриваемый пакер 4. В нагнетательной скважине 3 (фиг. 1) размещают две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ 7, конец первой колонны НКТ 7 диаметром 60 мм на глубину 250 м, конец второй колонны НКТ 7 диаметром 89 мм спускают на глубину 418 м. В добывающей скважине 2 конец колонны НКТ 8 диаметром 60 мм спускают на глубину 302 м. Далее закачивают пар расчетного объема для освоения и создания гидродинамической связи между парой скважин 2 и 3 с коэффициентом расхода пара (m) на один погонный метр фильтровой части для нагнетательной скважины 3-8,6 т/м и для добывающей скважины 2-6,4 т/м и с суточным расходом 160 т/сут для нагнетательной скважины и 120 т/сут для добывающей скважины 2. После окончания закачки расчетного объема пара, скважины 2 и 3 останавливают на выдержку на 20 дней для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 2, в которой после извлечения колонны НКТ 8 проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины 2 выявляют зону с наибольшей температурой прогрева, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ 8 (фиг. 2) электроцентробежный насос (ЭЦН) 9 марки ЭЦН5А-160-300 на глубине 315 м, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконный кабель (не показан) по всей длине фильтра. Информация с датчиков по кабелю передается на устье скважины 2. Закачивают пар через нагнетательную скважину 3 примерно 130 т/сут и отбирают пластовую продукцию посредством электроцентробежного насоса 9 через добывающую скважину 2 в режиме 110 т/сут. Снимают термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2 и замеряют температуру и давление на приеме электроцентробежного насоса 9. В течение первых 27 дней эксплуатации температура продукции на устье снизилась с 92 до 55°С, и термограмма вдоль ствола снизилась в среднем на 27°С, дебит по нефти при этом составлял 4-5 т/сут. С 28 суток температура как на устье, так и вдоль ствола скважины 2 начала постепенно подниматься, достигнув на 73 сутки эксплуатации значений 103°С на устье и 115°С на приеме насоса и около 105-107°С вдоль горизонтального ствола скважины 2, дебит по нефти при этом достиг значения 24 т/сут, в течении следующих 1,5 месяцев эксплуатации показатели температуры и дебита сохраняли достигнутые значения характеризуя установление стабильной термогидродинамической связи между скважинами 2 и 3 и увеличившуюся в объеме паровую камеру (не показан) над парой скважин 2 и 3. После этого в обеих скважинах 2 и 3 извлекли глубинно-насосное оборудование 7, 8 и 9 и разрушили пакеры 4 и 4' разбуриванием и водоизолирующий состав 6 обработкой соляной кислотой. Далее спускают в нагнетательную скважину 3 (фиг. 3) две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ 7, конец первой колонны НКТ 7 диаметром 60 мм на глубину 350 м, конец второй колонны НКТ 7 диаметром 89 мм спускают на глубину 723 м, в добывающей скважине 2 устанавливают ЭЦН 9 на глубине 556 м спускаемый на колонне НКТ 8. Возобновляют эксплуатацию скважин в режиме закачки пара через нагнетательную скважину 3 примерно 160 т/сут и отбора пластовой продукции посредством ЭЦН 9 через добывающую скважину 2 с режимом 140 т/сут. В течение двух месяцев эксплуатации добиваются постоянных показателей работы скважин снизив отбор до 120 т/сут, с температурой на устье 110°С, на приеме насоса около 115-120°С, и дебите по нефти 35-40 т/сут. В ходе технического обслуживания ЭЦН на его конструктивных элементах отложений водоизолирующего состава не обнаружено.Example 1. In reservoir 1 (Fig. 1, 2 and 3) the viscosity of oil is 27350 * 10 -6 m 2 / s (at 8 ° C). A pair of single-hole horizontal wells 2 and 3 are being built at the field. Injection well 3 with a horizontal barrel 822 m long at a depth of 93 m was drilled with a chisel 244.5 mm in diameter. The horizontal wellbore 3 is surrounded by a column with slits - a slit filter (not shown). The production well 2 with a horizontal trunk 815 m long at a depth of 98 m was drilled with a chisel with a diameter of 244.5 mm and surrounded by a column with slots - a slit filter (not shown). In the production well 2, a packer 4 ′ was installed at a depth of 532 m, and an acid-destroying insulating compound 6 (a water-based gel composition with the addition of guar gum and polyacrylamide) was pumped through it in a volume of 10 m 3 , filling the filter space from bottom to packer 5, after which the packer was silenced. In the injection well 3, a drilled packer 4 was installed at a depth of 531 m. In the injection well 3 (FIG. 1) two columns of tubing pipes are placed — tubing 7, the end of the first tubing 7 with a diameter of 60 mm to a depth of 250 m, and the end of the second tubing 7 with a diameter of 89 mm is lowered to a depth of 418 m. In the production well 2, the end of the tubing string 8 with a diameter of 60 mm is lowered to a depth of 302 m. Next, steam of the calculated volume is pumped to develop and create a hydrodynamic connection between a pair of wells 2 and 3 with a steam consumption coefficient (m ) one meter filter oh part for the injection well 3-8.6 t / m and for the production well 2-6.4 t / m and with a daily consumption of 160 t / day for the injection well and 120 t / day for the production well 2. After the end of injection, the calculated the volume of steam, wells 2 and 3 are stopped for 20 days for thermocapillary impregnation and cooling of the wellbore of the producing well 2, in which, after extraction of the tubing string 8, thermobarometric measurements are carried out by means of geophysical studies, according to which, in a horizontal well of the producing well 2, Onu with the highest temperature of heating, in which the tubing 8, which is lowered on the column, is placed (FIG. 2) electric centrifugal pump (ESP) 9 of the ETSN5A-160-300 brand at a depth of 315 m, equipped with temperature and pressure sensors and a fiber-optic cable (not shown) along the entire length of the filter. Information from sensors is transmitted via cable to wellhead 2. Pumped steam through injection well 3 about 130 tons / day and select formation products by means of electric centrifugal pump 9 through production well 2 in 110 tons / day mode. Thermograms are taken along the wellbore of the production well 2 and the temperature and pressure are measured at the intake of the electric centrifugal pump 9. During the first 27 days of operation, the production temperature at the wellhead decreased from 92 to 55 ° C, and the thermogram along the barrel decreased by an average of 27 ° C, flow rate oil was 4-5 tons per day. From 28 days, the temperature both at the wellhead and along the wellbore 2 began to gradually rise, reaching 73 days of operation at 103 ° C at the wellhead and 115 ° C at the pump intake and about 105-107 ° C along the horizontal wellbore 2, flow rate for oil, it reached a value of 24 tons per day; over the next 1.5 months of operation, the temperature and flow rates maintained the achieved values characterizing the establishment of a stable thermo-hydrodynamic connection between wells 2 and 3 and an increased steam chamber (not shown) over the pair of wells n 2 and 3. Thereafter, both boreholes 2 and 3 are removed downhole pumps 7, 8 and 9 and destroyed 4 and packers 4 'drilling and water shutoff structure 6 by treatment with hydrochloric acid. Next, two columns of tubing pipes - tubing 7, the end of the first tubing tubing 7 with a diameter of 60 mm to a depth of 350 m are lowered into the injection well 3 (fig. 3), the end of the second tubing tubing 7 with a diameter of 89 mm is lowered to a depth of 723 m well 2 install ESP 9 at a depth of 556 m descend on the tubing string 8. Resume operation of the wells in the steam injection mode through the injection well 3 approximately 160 tons / day and the selection of reservoir products through ESP 9 through the production well 2 with the regime of 140 tons / day. Within two months of operation, constant performance of wells is achieved by reducing the withdrawal to 120 tons / day, with a temperature at the mouth of 110 ° C, at the pump intake of about 115-120 ° C, and an oil production rate of 35-40 tons / day. During the maintenance of the ESP on its structural elements, deposits of water insulating composition were not detected.

Для соседних скважин данного поднятия при эксплуатации скважин в режиме закачки пара через нагнетательную скважину и отбора пластовой продукции посредством ЭЦН через добывающую скважину (без использования пакеров и водоизолирующего состава), в среднем, прогрев после 3 месяцев эксплуатации достегал значений около 50-60°С на приеме насоса и 45-55°С на устье, при этом дебит по нефти не превышал 15 т/сут при постепенном снижении обводненности со 100% до 88-90%.For neighboring wells of this uplift during the operation of wells in the mode of steam injection through the injection well and the selection of reservoir products by means of ESP through the production well (without using packers and water-insulating composition), on average, after 3 months of operation, the temperature reached about 50-60 ° С the pump intake and 45-55 ° C at the mouth, while the oil production rate did not exceed 15 tons / day with a gradual decrease in watering from 100% to 88-90%.

Пример 2. В пласте 1 (фиг. 1, 2 и 3) вязкость нефти составляет 27350*10-6 м2/с (при 8°С). На месторождении производят строительство пары одноустьевых горизонтальных скважин 2 и 3. Нагнетательная скважина 3 с горизонтальным стволом длиной 923 м на глубине 113 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол скважины 3 обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром (не показано). Добывающая скважина 2 с горизонтальным стволом длиной 928 м на глубине 117 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена колонной с щелями - щелевым фильтром (не показано). В добывающей скважине 2 на глубине 826 м установили проходной пакер 4', и через него закачали кислоторазрушаемый изолирующий состав 6 (гелевый состав на водной основе с добавлением гуаровой камеди и полиакриламида) в объеме 8 м3, заполняющий пространство фильтра от забоя до пакера 5, после чего пакер заглушили. В нагнетательной скважине 3 на глубине 830 м установили разбуриваемый пакер 4. В нагнетательной скважине 3 (фиг. 1) размещают две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ 7, конец первой колонны НКТ 7 диаметром 60 мм на глубину 412 м, конец второй колонны НКТ 7 диаметром 89 мм спускают на глубину 755 м. В добывающей скважине 2 конец колонны НКТ 8 диаметром 60 мм спускают на глубину 586 м. Далее закачивают пар расчетного объема для освоения и создания гидродинамической связи между парой скважин 2 и 3 с коэффициентом расхода пара (т) на один погонный метр фильтровой части для нагнетательной скважины 3-7,3 т/м и для добывающей скважины 2-6,2 т/м и с суточным расходом 148 т/сут для нагнетательной скважины и 118 т/сут для добывающей скважины 2. После окончания закачки расчетного объема пара, скважины 2 и 3 останавливают на выдержку на 17 дней для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 2, в которой после извлечения колонны НКТ 8 проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины 2 выявляют зону с наибольшей температурой прогрева, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ 8 (фиг. 2) электроцентробежный насос (ЭЦН) 9 марки ЭЦН5А-160-300 на глубине 425 м, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконный кабель (не показан) по всей длине фильтра. Информация с датчиков по кабелю передается на устье скважины 2. Закачивают пар через нагнетательную скважину 3 примерно 140 т/сут и отбирают пластовую продукцию посредством электроцентробежного насоса 9 через добывающую скважину 2 в режиме 150 т/сут. Снимают термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2 и замеряют температуру и давление на приеме электроцентробежного насоса 9. После 2,5 месяцев эксплуатации в данном режиме, температура достигла значений 93°С на устье и 100°С на приеме насоса и около 95°С вдоль горизонтального ствола скважины 2, дебит по нефти при этом достиг значения 18 т/сут, в течении следующих 1,5 месяцев эксплуатации показатели температуры и дебита сохраняли достигнутые значения характеризуя установление стабильной термогидродинамической связи между скважинами 2 и 3 и увеличившуюся в объеме паровую камеру (не показан) над парой скважин 2 и 3. После этого в обеих скважинах 2 и 3 извлекают глубинно-насосное оборудование 7, 8 и 9 и разрушают пакеры 4 и 4' разбуриванием и водоизолирующий состав 6 обработкой соляной кислотой. Далее спускают в нагнетательную скважину 3 (фиг. 3) две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ 7, конец первой колонны НКТ 7 диаметром 60 мм на глубину 412 м, конец второй колонны НКТ 7 диаметром 89 мм спускают на глубину 868 м, в добывающей скважине 2 устанавливают ЭЦН 9 на глубине 771 м спускаемый на колонне НКТ 8. Возобновляют эксплуатацию скважин в режиме закачки пара через нагнетательную скважину 3 примерно 160 т/сут и отбора пластовой продукции посредством ЭЦН 9 через добывающую скважину 2 с режимом 150 т/сут. В течение двух месяцев эксплуатации добиваются постоянных показателей работы скважин увеличив отбор до 180 т/сут, с температурой на устье 97°С, на приеме насоса около 105°С, и дебите по нефти 25-30 т/сут. В ходе технического обслуживания ЭЦН на его конструктивных элементах отложений водоизолирующего состава не обнаружено.Example 2. In reservoir 1 (Fig. 1, 2 and 3) the viscosity of oil is 27350 * 10 -6 m 2 / s (at 8 ° C). A pair of single-hole horizontal wells 2 and 3 are being built on the field. Injection well 3 with a horizontal barrel 923 m long at a depth of 113 m was drilled with a chisel 244.5 mm in diameter. The horizontal wellbore 3 is surrounded by a column with slits - a slit filter (not shown). The production well 2 with a horizontal shaft 928 m long at a depth of 117 m was drilled with a chisel with a diameter of 244.5 mm and surrounded by a column with slots - a slit filter (not shown). In a production well 2, a packer 4 ′ was installed at a depth of 826 m, and an acid-breakable insulating compound 6 (a water-based gel composition with the addition of guar gum and polyacrylamide) was pumped through it in a volume of 8 m 3 , filling the filter space from bottom to packer 5, after which the packer was silenced. Drilled packer 4 was installed in the injection well 3 at a depth of 830 m. In the injection well 3 (Fig. 1) two tubing strings were placed — tubing 7, the end of the first tubing 7 with a diameter of 60 mm to a depth of 412 m, and the end of the second tubing 7 with a diameter of 89 mm is lowered to a depth of 755 m. In the production well 2, the end of the tubing string 8 with a diameter of 60 mm is lowered to a depth of 586 m. Next, steam of the calculated volume is injected to develop and create a hydrodynamic connection between a pair of wells 2 and 3 with a steam consumption coefficient (t ) one meter filter for the injection well 3-7.3 t / m and for the producing well 2-6.2 t / m and with a daily consumption of 148 t / day for the injection well and 118 t / day for the producing well 2. After the end of injection the estimated the volume of steam, wells 2 and 3 are stopped for 17 days for thermocapillary impregnation and cooling of the wellbore 2, in which, after extraction of the tubing string 8, thermobarometric measurements are carried out by means of geophysical studies, according to the results of which, in the horizontal wellbore of the producing well 2, ONU with the highest heating temperature in which the landing place on the tubing string 8 (FIG. 2) electric centrifugal pump (ESP) 9 of the ETSN5A-160-300 brand at a depth of 425 m, equipped with temperature and pressure sensors and a fiber-optic cable (not shown) along the entire length of the filter. Information from sensors is transmitted via cable to the wellhead 2. Pumped steam through injection well 3 about 140 tons / day and select formation products by means of electric centrifugal pump 9 through production well 2 in the mode of 150 tons / day. Thermograms are taken along the wellbore of the production well 2 and the temperature and pressure are measured at the intake of the electric centrifugal pump 9. After 2.5 months of operation in this mode, the temperature reached 93 ° C at the mouth and 100 ° C at the pump intake and about 95 ° C along the horizontal borehole 2, the oil production rate reached a value of 18 tons per day; over the next 1.5 months of operation, the temperature and production rates maintained the achieved values while characterizing the establishment of a stable thermo-hydrodynamic connection between wells 2 and 3 and steam chamber greatness screen (not shown) over the pair of wells 2 and 3. After that, both wells 2 and 3 is recovered downhole pumps 7, 8 and 9 and destroy the packer 4 and 4 'drilling and water shutoff structure 6 by treatment with hydrochloric acid. Next, two columns of tubing pipes - tubing 7, the end of the first tubing string 7 with a diameter of 60 mm to a depth of 412 m are lowered into the injection well 3 (fig. 3), the end of the second tubing string 7 with a diameter of 89 mm is lowered to a depth of 868 m well 2, ESP 9 is installed at a depth of 771 m and is lowered on a tubing string 8. Restores operation of wells in the steam injection mode through injection well 3 approximately 160 tons / day and selection of reservoir production by means of ESP 9 through a production well 2 with a mode of 150 tons / day. Within two months of operation, constant performance of wells is achieved by increasing withdrawal to 180 tons / day, with a temperature at the mouth of 97 ° C, at the pump intake of about 105 ° C, and an oil yield of 25-30 tons / day. During the maintenance of the ESP on its structural elements, deposits of water insulating composition were not detected.

Для соседних скважин данного поднятия при эксплуатации скважин в режиме закачки пара через нагнетательную скважину и отбора пластовой продукции посредством ЭЦН через добывающую скважину (без использования пакеров и водоизолирующего состава), в среднем, прогрев после 3 месяцев эксплуатации достигал значений около 50°С на приеме насоса и 45°С на устье, при этом дебит по нефти не превышал 8 т/сут при постепенном снижении обводненности со 100% до 95%.For the neighboring wells of this rise, during the operation of wells in the steam injection mode through the injection well and the selection of reservoir products by means of ESP through the production well (without using packers and water-insulating composition), on average, after 3 months of operation, heating reached values of about 50 ° C at the pump intake and 45 ° C at the mouth, while the oil production rate did not exceed 8 tons / day with a gradual decrease in water cut from 100% to 95%.

Предлагаемый способ разработки сверхвязкой нефти позволяет расширить функциональные возможности за счет стабильности водоизолирующего состава при воздействии на него в течение продолжительного времени высокими температурами (не менее 180°С), снизить материальные затраты из-за непроизводительной эксплуатации водонасыщенных зон пласта, исключить возможности саморазрушения водоизолирующего состава до создания устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, увеличить эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на вход насоса, создать избирательное воздействие на определенную зону залежи, ограниченную пакерами и водоизолирующим составом, все это в совокупности приводит к снижению обводненности продукции, увеличению дебита скважины, снижению энергетических затрат, повышению коэффициента извлечения нефти.The proposed method of development of ultra-viscous oil allows you to extend the functionality due to the stability of the water insulating composition when exposed to it for a long time by high temperatures (at least 180 ° C), reduce material costs due to unproductive operation of water-saturated zones of the reservoir, to eliminate the possibility of self-destruction of the water insulating composition to creating a stable thermohydrodynamic connection between wells, to increase the efficiency of submersible borehole pumps for Even excluding the penetration of the water insulating composition at the pump inlet, creating a selective effect on a certain deposit area limited by packers and water isolating composition, all of these together lead to a decrease in production watering, an increase in well flow rate, a decrease in energy costs, and an increase in oil recovery.

Claims (1)

Способ разработки сверхвязкой нефти, включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, определение необходимых для перекрытия интервалов добывающей скважины, перекрытие определенных интервалов этой скважины заполнением от забоя к устью изолирующим составом, разрушающимся при определенном воздействии, с последующей технологической выдержкой, отличающийся тем, что перед закачкой вытесняющего агента в виде перегретого пара добывающую скважину оснащают разбуриваемым проходным пакером на расстоянии 1/5-4/5 длины горизонтальной фильтровой части от начала фильтра со стороны устья, через который закачивают термостойкий кислоторазрушаемый изолирующий состав, заполняющий пространство скважины до забоя, после чего пакер заглушают, в интервале установки проходного пакера в нагнетательной скважине устанавливают разбуриваемый глухой пакер, до начала отбора из добывающей скважины создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания пара в обе скважины, закачку пара и отбор продукции продолжают до создания устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, затем оба пакера разбуривают, а водоизолирующий состав разрушают воздействием соляной кислоты, после чего добывающую скважину опять эксплуатируют в режиме отбора, а нагнетательную - в режиме закачки пара.A method for developing ultra-viscous oil, including the construction of horizontal producing and located above injection wells with installation of casing strings, injection of a displacing agent with a specific weight below the specific weight of produced water into the injection well, selection of production from the producing well, overlapping certain the intervals of this well filling from the bottom to the mouth of the insulating composition, destroyed under a certain impact, with the subsequent Technological exposure, characterized in that prior to injection of the displacing agent in the form of superheated steam, the production well is equipped with a drillable flow packer at a distance of 1 / 5-4 / 5 the length of the horizontal filter part from the beginning of the filter from the mouth, through which heat-resistant acid-breakable insulating composition is pumped, filling the well space to the bottom hole, after which the packer is silenced, in the interval of the packer installation in the injection well, a drilled deaf packer is installed, before starting The selection from the production well creates a permeable zone between the wells due to steam injection in both wells, steam injection and product selection is continued until a stable thermo-hydrodynamic connection between the wells is created, then both packers are drilled and the water insulating composition is destroyed by hydrochloric acid, after which the production well is operated again in the selection mode, and the injection mode - in the steam injection mode.
RU2017136269A 2017-10-12 2017-10-12 Method of super-viscous oil field development RU2690588C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017136269A RU2690588C2 (en) 2017-10-12 2017-10-12 Method of super-viscous oil field development

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017136269A RU2690588C2 (en) 2017-10-12 2017-10-12 Method of super-viscous oil field development

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2017136269A3 RU2017136269A3 (en) 2019-04-12
RU2017136269A RU2017136269A (en) 2019-04-12
RU2690588C2 true RU2690588C2 (en) 2019-06-04

Family

ID=66168085

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017136269A RU2690588C2 (en) 2017-10-12 2017-10-12 Method of super-viscous oil field development

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2690588C2 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2735008C1 (en) * 2020-04-14 2020-10-27 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Development method of super-viscous oil deposit with water-saturated zones

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4804043A (en) * 1987-07-01 1989-02-14 Mobil Oil Corp. Process for selective placement of polymer gels for profile control in thermal oil recovery
RU2247825C1 (en) * 2003-08-18 2005-03-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for isolation of water influx in horizontal shaft of product well
RU2522369C1 (en) * 2012-12-11 2014-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones
RU2527051C1 (en) * 2012-12-27 2014-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect
RU2015111300A (en) * 2015-03-27 2016-10-27 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) METHOD FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HYDROCARBON FLUIDS UNDER HEAT EXPOSURE

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4804043A (en) * 1987-07-01 1989-02-14 Mobil Oil Corp. Process for selective placement of polymer gels for profile control in thermal oil recovery
RU2247825C1 (en) * 2003-08-18 2005-03-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for isolation of water influx in horizontal shaft of product well
RU2522369C1 (en) * 2012-12-11 2014-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones
RU2527051C1 (en) * 2012-12-27 2014-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect
RU2015111300A (en) * 2015-03-27 2016-10-27 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) METHOD FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HYDROCARBON FLUIDS UNDER HEAT EXPOSURE

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2735008C1 (en) * 2020-04-14 2020-10-27 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Development method of super-viscous oil deposit with water-saturated zones

Also Published As

Publication number Publication date
RU2017136269A3 (en) 2019-04-12
RU2017136269A (en) 2019-04-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
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
RU2295030C1 (en) Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen
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
RU2522369C1 (en) Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones
RU2350747C1 (en) Method of oil deposit development
RU2436943C1 (en) Procedure for extraction of high viscous oil from deviating hole by method of steam cyclic pumping into reservoir
RU2363839C1 (en) Procedure for development of high viscous oil deposits
RU2387819C1 (en) Method to develop sticky oil and bitumen accumulation
RU2429346C1 (en) Development method of high-viscosity oil deposit with use of in-situ combustion
RU2506417C1 (en) Development method of high-viscosity oil deposit
RU2456441C1 (en) Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well
RU2433254C1 (en) Method of oil filed development
RU2690588C2 (en) Method of super-viscous oil field development
RU2287679C1 (en) Method for extracting deposit of high viscosity oil or bitumen
RU2693055C1 (en) Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones
RU2684262C9 (en) Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones
RU2287678C1 (en) Method for extracting heterogeneous oil-bitumen deposit
RU2516077C1 (en) Method for construction and operation of vertical well for steam assisted gravity drainage of high-viscosity oil or bitumen
RU2339808C1 (en) Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit
RU2268356C1 (en) Method for thermal action application to highly-viscous oil deposit
RU2690586C1 (en) Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones
CA2963459A1 (en) The method of thermal reservoir stimulation
RU2199004C2 (en) Method of oil formation development
RU2639003C1 (en) Method for production of high-viscosity oil

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20191013