RU2741644C1 - Method of development of hard-to-recover hydrocarbon deposits - Google Patents
Method of development of hard-to-recover hydrocarbon deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2741644C1 RU2741644C1 RU2020119827A RU2020119827A RU2741644C1 RU 2741644 C1 RU2741644 C1 RU 2741644C1 RU 2020119827 A RU2020119827 A RU 2020119827A RU 2020119827 A RU2020119827 A RU 2020119827A RU 2741644 C1 RU2741644 C1 RU 2741644C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- wells
- oil
- coolant
- production
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 16
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 16
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 8
- 238000011161 development Methods 0.000 title description 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 79
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 33
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 32
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 28
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 28
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims abstract description 11
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000009471 action Effects 0.000 claims abstract description 5
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 5
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 47
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 claims description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 83
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 12
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 abstract description 6
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 abstract description 5
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 abstract description 5
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 68
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 13
- 230000008569 process Effects 0.000 description 10
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 9
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 9
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 4
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 2
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000004449 solid propellant Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 description 1
- 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 229920000876 geopolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 239000013529 heat transfer fluid Substances 0.000 description 1
- 229910001026 inconel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000006011 modification reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 238000004904 shortening Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и может быть использовано для добычи трудноизвлекаемых углеводородов, в частности сланцевой нефти, нефти из нефтеносных сланцев, сверхтяжелой нефти и природных битумов с использованием теплового воздействия на продуктивный пласт.The invention relates to the oil and gas industry and can be used for the production of hard-to-recover hydrocarbons, in particular shale oil, oil from oil shale, superheavy oil and natural bitumen using thermal impact on the productive formation.
Для добычи трудноизвлекаемых углеводородов традиционно применяются технологии, основанные на гидроразрыве пласта. Общепризнано, что данные технологии характеризуются низкой эффективностью, так как, кроме риска загрязнения окружающей среды, в частности, грунтовых вод, для них характерна низкая и быстропадающая нефтеотдача.For the production of hard-to-recover hydrocarbons, technologies based on hydraulic fracturing are traditionally used. It is generally accepted that these technologies are characterized by low efficiency, since, in addition to the risk of environmental pollution, in particular, groundwater, they are characterized by low and rapidly decreasing oil recovery.
Одним из перспективных направлений разработки таких месторождений являются технологии, основанные на тепловом воздействии на продуктивные нефтесодержащие породы.One of the promising areas for the development of such fields are technologies based on thermal effects on productive oil-bearing rocks.
При тепловом воздействии на такие породы, с увеличением температуры нефти, значительно снижается ее вязкость, в связи с чем, повышается нефтеотдача, увеличиваются дебиты скважин и темпы разработки месторождения. Прогрев, в результате теплового воздействия нефтесодержащих пород, обеспечивает рост интенсивности добычи углеводородов.Under thermal impact on such rocks, with an increase in oil temperature, its viscosity significantly decreases, and therefore, oil recovery increases, well production rates and field development rates increase. Heating, as a result of the thermal effect of oil-containing rocks, provides an increase in the intensity of hydrocarbon production.
Общими недостатками таких технологий, препятствующими их широкому распространению, являются высокие энергозатраты на прогрев нефтенасыщенных пластов со стороны нагнетательных скважин и незначительный объем прогрева пласта.The common disadvantages of such technologies, which prevent their widespread use, are high energy consumption for heating oil-saturated formations from the side of injection wells and an insignificant volume of formation heating.
Так, например, известен способ разработки залежей высоковязкой нефти и битума, включающий прогрев электрическим током пласта посредством установленных в скважине электродов. Для реализации способа разбуривают кустовым способом не менее трех скважин с вертикальными и горизонтальными участками стволов, направленными параллельно друг другу, в крайние скважины устанавливают электроды, а в промежуточную - электроцентробежный насос двустороннего действия, после прогрева пласта разогретую продукцию промежуточно расположенной скважины направляют в неохваченную электрическим полем часть пласта с последующей откачкой путем реверса насоса разогретой нефти на поверхность.For example, there is a known method for the development of deposits of high-viscosity oil and bitumen, including heating the formation with an electric current by means of electrodes installed in the well. To implement the method, at least three wells with vertical and horizontal sections of the wells directed parallel to each other are drilled out in a cluster way, electrodes are installed in the extreme wells, and a double-acting electric centrifugal pump is installed in the intermediate well, after warming up the formation, the heated products of the intermediate well are sent to the uncovered electric field part of the reservoir with subsequent pumping out of the heated oil to the surface by reversing the pump.
(См. патент РФ №2085715, кл. Е21В 43/24, 1997).(See RF patent No. 2085715, class E21B 43/24, 1997).
Данный способ, кроме очень высоких энергозатрат на прогрев, характеризуется, тем не менее, низкой эффективностью прогревания пласта электрическим полем, небольшим охватом тепловым воздействием продуктивного пласта, что приводит к низкой нефтеотдаче залежи, вследствие чего значительная часть запасов высоковязкой нефти и битума остается неизвлеченной. Весьма существенно и то, что размещенные в скважине насосы работают в неблагоприятных условиях вследствие их расположения в горизонтальных стволах скважин, что ведет к быстрому выходу насосов из строя.This method, in addition to very high energy consumption for heating, is characterized, nevertheless, by a low efficiency of heating the formation by an electric field, a small coverage by the thermal effect of the productive formation, which leads to low oil recovery of the formation, as a result of which a significant part of the reserves of high-viscosity oil and bitumen remains unrecovered. It is also very important that the pumps located in the well operate in unfavorable conditions due to their location in horizontal wellbores, which leads to a rapid failure of the pumps.
Более перспективным направлением развития технологий данного типа являются основанные на доставке в продуктивный пласт источников тепловой энергии, инициировании их в продуктивном пласте и его разогрев за счет различного типа химических реакций с выделением тепла, или за счет их сжигания.A more promising direction in the development of technologies of this type are those based on the delivery of heat sources to the reservoir, their initiation in the reservoir and its heating due to various types of chemical reactions with the release of heat, or due to their combustion.
В частности, известен способ разработки месторождений высоковязкой нефти с периодическим прогревом пласта, согласно которому строят скважину с системой вертикального и бокового стволов, оба ствола сообщают с одним и тем же продуктивным пластом, забой бокового ствола располагают в 20-25 м от забоя вертикального ствола, в скважину перед началом эксплуатации спускают малогабаритное насосное оборудование и до забоя вертикального ствола параллельную колонну насосно-компрессорных труб с пакером, после чего инициируют процесс прогрева пласта по технологии термогазохимического воздействия, термобарохимической обработки в режиме газогидроразрыва пласта с применением высокотемпературных твердотопливных источников либо гидроокислительных или горючеокислительных составов с разогревом призабойного участка вертикального ствола на глубину, достаточную для охвата тепловым воздействием призабойного участка бокового ствола; далее прогрев прекращают и начинают отбор продукции из бокового ствола, варьируя продолжительность цикла в зависимости от темпа снижения дебита, затем отбор продукции прекращают и повторяют цикл прогрева пласта без подъема насосного оборудования из скважины, после чего вновь продолжают эксплуатировать боковой ствол в режиме отбора продукции.In particular, there is a known method for the development of high-viscosity oil fields with periodic heating of the formation, according to which a well is built with a system of vertical and sidetracks, both wellbores communicate with the same productive formation, the bottom of the sidetrack is located 20-25 m from the bottom of the vertical wellbore, small pumping equipment is lowered into the well before the start of operation and a parallel tubing string with a packer is lowered to the bottom of the vertical borehole, after which the formation heating process is initiated using the technology of thermogasochemical treatment, thermobarochemical treatment in the mode of gas-hydraulic fracturing using high-temperature solid fuel sources or hydro-oxidizing or combustible-oxidizing compositions with heating of the bottom-hole section of the vertical wellbore to a depth sufficient to cover the bottom-hole section of the sidetrack with the thermal effect; then the heating is stopped and production from the sidetrack is started, varying the cycle duration depending on the rate of decrease in production rate, then production is stopped and the formation heating cycle is repeated without lifting the pumping equipment from the well, after which the sidetrack is again operated in the production mode.
(См. патент РФ №2607486, кл. Е21В 43/247, 2017).(See RF patent No. 2607486, class Е21В 43/247, 2017).
В результате анализа данного способа необходимо отметить, что использование для теплового воздействия на продуктивный пласт твердотопливных источников, равно, как и горючеокислительных, не позволяет разогреть пласт на значительное расстояние от ствола скважины. Кроме того, время работы данных источников, в течение которого они в состоянии генерировать тепловую энергию, ограничено, их замена связана со значительными технологическими трудностями и занимает много времени, а необходимость использования гидроразрыва пласта усугубляет приведенные выше недостатки способа.As a result of the analysis of this method, it should be noted that the use of solid fuel sources, as well as combustible-oxidizing sources, for thermal impact on the productive formation, does not allow the formation to be heated at a considerable distance from the wellbore. In addition, the operating time of these sources, during which they are able to generate heat energy, is limited, their replacement is associated with significant technological difficulties and takes a long time, and the need to use hydraulic fracturing aggravates the above disadvantages of the method.
Наиболее перспективными считаются в настоящее время технологии, основанные на прогреве продуктивного пласта за счет теплового действия теплоносителя, производимого на дневной поверхности и закачиваемого в продуктивный пласт.The most promising technologies are currently considered to be based on the heating of the productive formation due to the thermal effect of the heat carrier produced on the surface and injected into the productive formation.
Так, например, известен способ разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей, включающий строительство скважины, последовательную закачку в скважину теплоносителя, в виде определенного объема термостабильной эмульсионно-дисперсной системы прямого типа, обладающей поверхностно-активными свойствами, с последующим извлечением из скважины нефти, причем после закачки расчетного количества теплоносителя скважину выдерживают определенное время в закрытом состоянии, а в качестве термостабильной эмульсионно-дисперсной системы прямого типа применяют систему реагента РДН, образующуюся при концентрации РДН 2,5-10,0 мас. % в пресной или пластовой воде.So, for example, there is a known method for the development of fields of high-viscosity and heavy oils, including the construction of a well, sequential injection of a heat carrier into the well, in the form of a certain volume of a thermostable emulsion-dispersed system of a direct type with surface-active properties, with subsequent extraction of oil from the well, and after the calculated amount of the coolant is injected into the well for a certain time in a closed state, and as a thermostable emulsion-dispersed system of the direct type, the RDN reagent system is used, which is formed at an RDP concentration of 2.5-10.0 wt. % in fresh or produced water.
(См. патент РФ №2163292, кл. Е21В 43/24, 2001).(See RF patent No. 2163292, class E21B 43/24, 2001).
В результате анализа данного способа необходимо отметить, что в результате используемого при его осуществлении комбинированного термохимического воздействия на продуктивный пласт снижается скорость фильтрации воды и повышается скорость фильтрации нефтяной фазы. Однако, при таком воздействии на продуктивный пласт близко расположенные к забою скважины гидрофильные участки пласта, насыщенные водным конденсатом, при пуске скважины в эксплуатацию, становятся хорошо проницаемыми для воды и слабо или практически полностью непроницаемыми для нефти. Это приводит к резкому повышению обводненности добываемой продукции скважин нефти после проведения нескольких циклов паротеплового воздействия на пласт и резкому снижению нефтеотдачи продуктивного пласта.As a result of the analysis of this method, it should be noted that as a result of the combined thermochemical effect on the reservoir used in its implementation, the water filtration rate decreases and the oil phase filtration rate increases. However, with such an impact on the productive formation, hydrophilic areas of the formation, saturated with water condensate, close to the bottom of the well, when the well is put into operation, become well permeable to water and weakly or almost completely impermeable to oil. This leads to a sharp increase in the water cut of the produced oil wells after several cycles of thermal steam stimulation on the formation and a sharp decrease in oil recovery of the productive formation.
Известен способ циклической разработки месторождений высоковязкой нефти и битумов, включающий бурение расположенных рядами скважин с наклонно-горизонтальными параллельными в горизонтальной плоскости стволами, с расположением устьев скважин в шахматном порядке, двухэтапную циклическую закачку теплоносителя в виде пара и добычу нефти скважинами, при этом на первом этапе цикла закачивают теплоноситель в нечетные скважины ряда и добывают нефть из четных скважин ряда, после чего останавливают скважины на период пропитки коллектора, а на втором этапе цикла закачивают теплоноситель в четные скважины ряда и добывают нефть из нечетных скважин ряда, после чего останавливают скважины на период пропитки коллектора, повторяют цикл несколько раз, увеличивая либо оставляя неизменным время закачки теплоносителя и добычи нефти от цикла к циклу.There is a known method of cyclic development of high-viscosity oil and bitumen fields, including drilling of wells arranged in rows with inclined horizontal parallel in the horizontal plane, with wellheads in a checkerboard pattern, two-stage cyclic injection of a heat carrier in the form of steam and oil production by wells, while at the first stage cycle, the coolant is pumped into the odd wells of the row and oil is extracted from the even wells of the row, after which the wells are stopped for the period of reservoir impregnation, and at the second stage of the cycle, the coolant is pumped into the even wells of the row and oil is produced from the odd wells of the row, after which the wells are stopped for the period of impregnation reservoir, repeat the cycle several times, increasing or leaving unchanged the time of the coolant injection and oil production from cycle to cycle.
(См. патент РФ №2418945, кл. Е21В 43/24, 2011) - наиболее близкий аналог.(See RF patent No. 2418945, class E21B 43/24, 2011) - the closest analogue.
В результате анализа известного способа необходимо отметить, что большое количество скважин позволяет увеличить площадь, с которой производится нефтедобыча. Использование разогретого теплоносителя в виде пара позволяет за счет разогрева снизить вязкость нефти в околоскважинной зоне продуктивного пласта и повысить нефтеотдачу, чему также способствует осуществление технологии повторяющимися циклами.As a result of the analysis of the known method, it should be noted that a large number of wells makes it possible to increase the area from which oil production is carried out. The use of a heated coolant in the form of steam allows, due to heating, to reduce the viscosity of oil in the near-wellbore zone of the productive formation and to increase oil recovery, which is also facilitated by the implementation of the technology in repeated cycles.
Однако температура используемого для реализации способа теплоносителя - пара, составляющая 280-350°С, обеспечивает только незначительный разогрев нефтепродуктов, например, тяжелой нефти, которая в нагретом (менее вязком) состоянии доставляется на дневную поверхность, быстро остывает, снова становится более вязкой и для транспортирования необходимо ее разжижать добавлением растворителя.However, the temperature of the heat carrier used for the implementation of the method - steam, which is 280-350 ° C, provides only a slight heating of oil products, for example, heavy oil, which in a heated (less viscous) state is delivered to the day surface, quickly cools down, becomes more viscous again for during transportation it is necessary to liquefy it by adding a solvent.
Давление, при котором осуществляется закачивание теплоносителя в малопроницаемую породу тяжелой нефти, не позволяет ему проникать на значительное расстояние от ствола скважины.The pressure at which the coolant is pumped into the low-permeability formation of heavy oil does not allow it to penetrate a considerable distance from the wellbore.
Температура используемого теплоносителя также недостаточна для интенсивного разогрева материнской породы и осуществления в ней реакции молекулярного модифицирования керогена в сырую нефть, которая протекает примерно при 440°С.The temperature of the heat carrier used is also insufficient for intensive heating of the parent rock and for the reaction of molecular modification of kerogen into crude oil in it, which occurs at about 440 ° C.
Техническим результатом настоящего изобретения является повышение нефтеотдачи пласта при разработке месторождений трудноизвлекаемых углеводородов за счет повышения эффективности теплового воздействия на продуктивный пласт, постепенного расширения прогреваемой зоны продуктивного пласта и формирования в нем системы флюидопроводящих каналов, а также за счет реализации эффективных режимов отбора нефтепродуктов на всех этапах разработки месторождения.The technical result of the present invention is to increase oil recovery during the development of hard-to-recover hydrocarbon fields by increasing the efficiency of thermal impact on the productive formation, gradual expansion of the heated zone of the productive formation and the formation of a system of fluid channels in it, as well as through the implementation of effective modes of withdrawal of oil products at all stages of development Place of Birth.
Указанный технический результат обеспечивается тем, что в способе разработки месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, включающем бурение и оборудование куста скважин, после чего осуществляют процесс нефтедобычи с каждой скважины куста, который ведут циклически, каждый из циклов включает несколько последовательно выполняемых на каждой скважине куста этапов, а именно, закачивание теплоносителя по размещенной в скважине колонне насосно-компрессорных труб в околоскважинную зону продуктивного пласта, перекрытие скважины и ее выдержку в перекрытом состоянии для прогрева теплоносителем околоскважинной зоны, с последующим отбором нефтепродуктов по колонне насосно-компрессорных труб на дневную поверхность, новым является то, что на дневной поверхности оборудуют модули для нефтедобычи, каждый из которых включает два куста скважин, а также оборудование для генерирования теплоносителя и закачивания его в скважины кустов, каждый куст содержит три скважины, одна из которых пробурена вертикально, а две другие -наклонно, и таким образом, что забои скважин модулей расположены в продуктивном пласте рядами, колонну насосно-компрессорных труб каждой скважины оснащают встроенными по ее длине компенсаторами температурных деформаций, а в качестве теплоносителя используют генерируемый из воды флюид, температурой 600-650°С, который по колонне насосно-компрессорных труб закачивают в околоскважинную зону продуктивного пласта под давлением, превышающим гидростатическое давление в зоне скважины, при этом закачивание ведут до образования в продуктивном пласте околоскважинной реторты, после чего этап закачивания прекращают, а отбор нефтепродуктов каждой скважины осуществляют после завершения этапа выдержки и ведут в режиме фонтанирования скважины, причем на этапе отбора углеводородов каждого цикла контролируют внутрипластовое давление и, как только оно понизится до заранее заданного значения, которое выше гидростатического давления, прекращают отбор, циклы нефтедобычи на каждой из скважин повторяют несколько раз, увеличивая с каждым циклом за счет действия теплоносителя размеры реторты, а после соединения реторт друг с другом в единый объем прекращают режим циклической добычи нефтепродуктов и осуществляют режим непрерывной добычи, используя одну из скважин куста каждого модуля как нагнетательную, по которой осуществляют закачивание в продуктивный пласт теплоносителя, а две другие скважины куста - как добывающие, осуществляя через них отбор нефтепродуктов в режиме фонтанирования скважины, при этом модули на дневной поверхности могут быть расположены рядами, а расположенные в продуктивном пласте ряды забоев скважин модулей могут быть смещены друг относительно друга. При осуществлении непрерывного отбора нефтепродуктов, в качестве нагнетательной используют вертикальные скважины кустов, а в качестве добывающих - наклонные.The specified technical result is ensured by the fact that in the method for the development of hard-to-recover hydrocarbon fields, including drilling and equipment of a cluster of wells, after which the process of oil production is carried out from each well of the cluster, which is carried out cyclically, each of the cycles includes several successive stages performed at each well of the cluster, namely , pumping the coolant through the tubing string placed in the well into the near-wellbore zone of the productive formation, shutting off the well and holding it in the closed state for heating the near-wellbore zone with the coolant, followed by withdrawing oil products through the tubing string to the day surface, new is that on the day surface they equip modules for oil production, each of which includes two well clusters, as well as equipment for generating coolant and pumping it into the wells of the clusters, each cluster contains three wells, one of which is drilled vertically o, and the other two are inclined, and in such a way that the bottom holes of the modules are located in the pay zone in rows, the tubing string of each well is equipped with temperature deformation compensators built in along its length, and a fluid generated from water with a temperature of 600 is used as a heat carrier. -650 ° C, which is pumped through the tubing string into the near-wellbore zone of the productive formation under pressure exceeding the hydrostatic pressure in the well zone, while the injection is carried out until a near-wellbore retort is formed in the productive formation, after which the injection stage is stopped, and the withdrawal of oil products from each wells are carried out after the completion of the holding stage and are conducted in the well flowing mode, and at the stage of hydrocarbon withdrawal of each cycle, the in-situ pressure is monitored and, as soon as it drops to a predetermined value, which is higher than the hydrostatic pressure, withdrawal is stopped, the oil production cycles at each of the wells Repeated several times, increasing the size of the retort with each cycle due to the action of the coolant, and after connecting the retorts to each other in a single volume, the mode of cyclic production of oil products is terminated and the mode of continuous production is carried out, using one of the wells of the cluster of each module as an injection, through which injection is carried out into the productive formation of the coolant, and the other two wells of the cluster - as producing, carrying out through them the selection of oil products in the well flowing mode, while the modules on the day surface can be arranged in rows, and the rows of the bottom holes of the modules located in the reservoir can be shifted relative to each other ... When carrying out continuous withdrawal of oil products, vertical wells of clusters are used as injection wells, and inclined wells as production wells.
Сущность заявленного изобретения поясняется графическими материалами, на которых:The essence of the claimed invention is illustrated by graphic materials, on which:
- на фиг. 1 - схема скважины в разрезе;- in Fig. 1 is a sectional diagram of the well;
- на фиг. 2 и фиг. 3 - разрезы продуктивного пласта, в котором сформирована внутрипластовая реторта, на разных этапах эксплуатации месторождения;- in Fig. 2 and FIG. 3 - sections of the productive formation, in which the in-situ retort was formed, at different stages of the field operation;
- на фиг. 4 - график распределения температуры в продуктивном пласте при нагреве его закачиваемым теплоносителем;- in Fig. 4 is a graph of the temperature distribution in the reservoir when it is heated by the injected heat carrier;
- на фиг. 5 - схема расположения модулей нефтедобычи при разработке месторождения;- in Fig. 5 - layout diagram of oil production modules during field development;
- на фиг. 6 - схема модуля;- in Fig. 6 - module diagram;
- на фиг. 7 - пробуренный в забой куст скважин модуля;- in Fig. 7 - well cluster of the module drilled into the bottomhole;
- на фиг. 8 - схема расположения околоскважинных реторт в забое на начальной стадии разработки месторождения;- in Fig. 8 is a diagram of the location of near-wellbore retorts in the bottomhole at the initial stage of field development;
- на фиг. 9 - схема расположения околоскважинных реторт в забое на промежуточной стадии разработки месторождения;- in Fig. 9 is a diagram of the location of near-wellbore retorts in the bottomhole at an intermediate stage of field development;
- на фиг. 10 - схема объединения околоскважинных реторт в забое на заключительной стадии разработки месторождения.- in Fig. 10 is a schematic of combining near-wellbore retorts in the bottomhole at the final stage of field development.
Заявленный способ осуществляют следующим образом.The claimed method is carried out as follows.
Для реализации заявленного способа на дневной поверхности оборудуют несколько модулей для разработки месторождения. Количество модулей может быть различным. Так, на фиг. 5 показано 9 модулей, что совсем не означает, что их количество не может быть иным. Наиболее целесообразно, чтобы модули были расположены рядами. Каждый модуль может включать оборудование для бурения скважин 1, если он не оборудуется в зоне уже пробуренных скважин. Скважины каждого модуля пробурены до забоя (до продуктивного пласта) месторождения. Данные работы осуществляют по известным специалистам технологиям с использованием штатного оборудования. При обустройстве скважин 1 в каждой из них (см фиг. 1) устанавливают обсадную трубу 2. Цементируют скважину в зоне продуктивного пласта, заполняя пространство между стенкой скважины и обсадной трубой цементом 3. Для цементирования используют бетонные смеси, способные выдерживать высокие температуры и давление. Такие смеси известны специалистам. Для цементирования могут быть использованы, в частности, геополимерные смеси, способные сохранять свои прочность и теплостойкость при температуре более 650°С.To implement the claimed method, several modules for field development are equipped on the day surface. The number of modules may vary. Thus, in FIG. 5 shows 9 modules, which does not mean at all that their number cannot be different. It is most advisable that the modules are arranged in rows. Each module can include equipment for
В подготовленную таким образом скважину опускают колонну теплоизолированных насосно - компрессорных труб (НКТ) 4. НКТ, из которых формируется колонна, должны быть изготовлены из специальных теплостойких сплавов, выдерживающих при эксплуатации высокие температуру и давление, например, из сплава INCONEL 740. В колонну НКТ, по ее длине, встроены компенсаторы 5 температурных деформаций НКТ. Количество компенсаторов может быть различным и зависит, в основном, от глубины скважины и от материала НКТ. Обычно количество таких компенсаторов составляет от 5 до 12. В качестве такого компенсатора может быть использован, например, компенсатор, конструкция которого раскрыта в описании изобретения к патенту РФ №2688807. В настоящее время ведется разработка компенсаторов, использующих уплотнения типа «металл по металлу». В качестве таких металлов используют известные теплостойкие износостойкие сплавы. Использование данных компенсаторов позволит повысить эффективность эксплуатации колонны НКТ, используемой для реализации способа.A string of heat-insulated tubing is lowered into the well prepared in this way. 4. The tubing from which the string is formed must be made of special heat-resistant alloys that can withstand high temperatures and pressures during operation, for example, from INCONEL 740 alloy. along its length,
На нижней части колонны НКТ установлен пакер 6, который перекрывает пространство между НКТ и обсадной трубой 3 и разделяет это пространство на надпакерную «а» и подпакерную «б» зоны. В качестве такого пакера могут быть использованы, например, пакеры, конструкция которых раскрыта в описаниях изобретений к патентам РФ №/№2653156, 2660951. В настоящее время ведется разработка пакеров, использующих уплотнения типа «металл по металлу». В качестве таких металлов используют известные теплостойкие износостойкие сплавы. Использование данных пакеров позволит повысить эффективность эксплуатации колонны НКТ, используемой для реализации способа.A
В обсадной трубе и цементном слое, в зоне продуктивного пласта образованы перфорации 7, сообщающие околоскважинную зону продуктивного пласта с подпакерной зоной «б» скважины, с которой также сообщена полость колонны НКТ.
В верхней своей части колонна НКТ подсоединена к расположенной на дневной поверхности устьевой фонтанной арматуре 8, оснащенной патрубками с регулируемыми задвижками, к одному из которых (9) имеет возможность подсоединения нагнетательная магистраль для подвода закачиваемого в колонну НКТ теплоносителя, а к другому (10) - магистраль для отвода извлекаемых из продуктивного пласта нефтепродуктов. Аналогичным образом оборудуют каждую скважину всех модулей.In its upper part, the tubing string is connected to the wellhead Christmas tree located on the day surface, equipped with branch pipes with adjustable valves, to one of which (9) an injection line can be connected to supply the coolant pumped into the tubing string, and to the other (10) - pipeline for the withdrawal of oil products extracted from the productive formation. Each well of all modules is equipped in the same way.
Каждый модуль (см фиг. 6) включает два куста скважин 1, по три расположенных в ряд на определенном расстоянии (например, 15 метров) скважины в каждом кусте. Ряды скважин каждого модуля параллельны друг другу и смещены друг относительно друга, что позволяет оптимальным образом разместить на дневной поверхности оборудование, необходимое для реализации процесса нефтедобычи.Each module (see Fig. 6) includes two clusters of
Ствол средней скважины каждого куста выполнен вертикальным, а стволы крайних - наклонными в разные стороны относительно вертикального (см фиг. 7 ). В результате, в забое выход крайних скважин удален от выхода в забой средней скважины на расстояние примерно 100 метров. Это расстояние зависит от качества материнской породы, в первую очередь, от ее проницаемости, пористости и толщины. Оно может варьироваться в пределах от 50 до 150 метров. В результате такого выполнения кустов, они на дневной поверхности располагаются довольно близко друг от друга, что делает более удобным их обслуживание и позволяет сократить площадь, занимаемую модулем. Наклон каждой скважины куста выбирают таким образом, чтобы в зоне забоя выходы скважин всех модулей образовывали ряды (см фиг. 8, фиг. 9). Весьма целесообразно, чтобы забои скважин соседних рядов располагались со смещением друг относительно друга. Это позволяет обеспечить увеличение зоны прогрева материнской породы при разработке залежи, а также, за счет обеспечения возможности объединения каждой реторты одновременно с несколькими расположенными рядом соседними ретортами, эффективно сформировать в продуктивном пласте единую высокотемпературную зону для осуществления режима непрерывной добычи нефтепродуктов.The bore of the middle well of each pad is vertical, and the end boreholes are inclined in different directions relative to the vertical (see Fig. 7). As a result, in the bottom hole, the exit of the extreme wells is removed from the exit to the bottom of the middle well at a distance of about 100 meters. This distance depends on the quality of the source rock, primarily on its permeability, porosity and thickness. It can vary from 50 to 150 meters. As a result of such execution of the bushes, they are located quite close to each other on the day surface, which makes their maintenance more convenient and reduces the area occupied by the module. The inclination of each well of the cluster is chosen so that in the bottomhole zone, the outputs of the wells of all modules form rows (see Fig. 8, Fig. 9). It is highly advisable that the bottom holes of adjacent rows are offset relative to each other. This makes it possible to increase the heating zone of the source rock during the development of the reservoir, and also, by ensuring the possibility of combining each retort simultaneously with several adjacent retorts located nearby, effectively form a single high-temperature zone in the productive formation for the implementation of the mode of continuous production of oil products.
Расстояние между рядами обычно составляет около 150 метров.Row spacing is usually around 150 meters.
Такой расчет скважин при их проектировании производится специалистами.Such calculation of wells during their design is carried out by specialists.
Каждый модуль (см фиг. 6) оснащен располагаемым на дневной поверхности комплексом оборудования для эксплуатации скважин, включающим два генератора 11 теплоносителя, каждый из которых обслуживает один из кустов скважин. Выход каждого из генераторов имеет возможность подсоединения к патрубку 9 обслуживаемой скважины данного куста через регулируемые задвижки. Комплекс оборудования также включает станцию 12 очистки добытых нефтепродуктов с накопительными емкостями, станцию 13 подготовки и хранения выделенного из нефтепродуктов газа, станцию 14 очистки воды, используемой для приготовления теплоносителя. Для комплектации модуля используется известное специалистам оборудование.Each module (see Fig. 6) is equipped with a complex of equipment for well operation located on the day surface, including two
В частности, в качестве генераторов теплоносителя могут быть использованы, генераторы, конструкции которых раскрыты в описаниях изобретений и полезных моделей к патентам РФ №/№2701008, 2653869, 189433 U.In particular, generators, the designs of which are disclosed in the descriptions of inventions and utility models to RF patents № / №2701008, 2653869, 189433 U, can be used as coolant generators.
Первоначально разработку месторождения осуществляют циклически, повторяющимися циклами, реализуемыми на каждой скважине каждого куста модулей, причем каждый из циклов включает этап закачивания в продуктивный пласт по НКТ 4 теплоносителя, этап выдержки для прогрева теплоносителем околоскважинной зоны продуктивного пласта, и этап отбора нефтепродуктов из продуктивного пласта с доставкой их на дневную поверхность.Initially, the development of the field is carried out cyclically, in repeated cycles, implemented at each well of each cluster of modules, and each of the cycles includes the stage of pumping a coolant into the productive formation along the
Весьма существенно, что в качестве вырабатываемого генераторами 11 теплоносителя для реализации заявленного способа используют генерируемый из подготовленной на станции 14 воды флюид, температурой 600-650°С, который при давлении ниже 221 бара представляет собой перегретый пар, а при давлении выше 221 бара - сверхкритическую воду.It is very important that the fluid generated from the water prepared at the
Генерируемый теплоноситель по нагнетательной магистрали через патрубок 9 и его открытую задвижку закачивается в колонну НКТ 4 и под давлением через перфорации 7 поступает в околоскважинную зону продуктивного пласта одной из скважин куста (первая скважина).The generated coolant through the injection line through the
В случае необходимости в генерируемый теплоноситель добавляют различные катализаторы, которые усиливают эффективность его действия. Состав и количество добавляемых катализаторов в теплоноситель определяют известным образом, например, по составу кернов, взятых при бурении скважины.If necessary, various catalysts are added to the generated coolant, which enhance the efficiency of its action. The composition and the amount of added catalysts to the coolant are determined in a known manner, for example, by the composition of cores taken while drilling a well.
Давление теплоносителя в процессе его закачивания в продуктивный пласт определяется гидростатическим давлением пласта в забое скважины, которое, в свою очередь, зависит от глубины скважины и коэффициента аномальности пласта (0,8-1,5), в котором она пробурена. Например, в Сургутском районе Баженовской свиты на глубине 3000 метров, гидростатическое давление в пласте составляет около 450 бар, которое необходимо преодолеть при закачивании в него теплоносителя, который в данном случае представляет собой флюид в виде сверхкритической воды.The pressure of the coolant during its injection into the productive formation is determined by the hydrostatic pressure of the formation at the bottom of the well, which, in turn, depends on the depth of the well and the coefficient of anomalous formation of the formation (0.8-1.5) in which it is drilled. For example, in the Surgut region of the Bazhenov formation at a depth of 3000 meters, the hydrostatic pressure in the reservoir is about 450 bar, which must be overcome when pumping a coolant into it, which in this case is a fluid in the form of supercritical water.
Закачивание теплоносителя ведут обычно в течение 5-50 часов, в зависимости от характеристик (пористости и проницаемости) материнской породы в зоне продуктивного пласта и от производительности оборудования. В процессе закачивания постоянно, посредством датчиков (не показаны) контролируют давление и объем закачиваемого теплоносителя.The injection of the coolant is usually carried out for 5-50 hours, depending on the characteristics (porosity and permeability) of the matrix in the zone of the productive formation and on the productivity of the equipment. During the pumping process, the pressure and volume of the pumped heat carrier are constantly monitored using sensors (not shown).
Учитывая температурные параметры теплоносителя (600-650°С), с целью защиты размещенного в скважине оборудования (НКТ, пакера, компенсаторов, а также цементного слоя подпакерной зоны) от теплового удара, весьма целесообразно первоначально осуществлять прогрев оборудования скважины, который проводят генерируемым теплоносителем, закачивая его в скважину в незначительных количествах в течение некоторого времени.Taking into account the temperature parameters of the coolant (600-650 ° C), in order to protect the equipment placed in the well (tubing, packer, compensators, as well as the cement layer of the sub-packer zone) from thermal shock, it is highly advisable to initially warm up the well equipment, which is carried out by the generated coolant, by pumping it into the well in small quantities for some time.
После завершения процедуры прогрева осуществляют этап закачивания теплоносителя в продуктивный пласт на рабочих режимах.After the completion of the warm-up procedure, the stage of pumping the coolant into the reservoir is carried out in operating modes.
Особенностями используемого теплоносителя, обеспечивающими достижение указанного технического результата, являются его высокая проникающая способность и значительный запас тепловой энергии, обусловленный высокой степенью перегрева. Поэтому, при закачивании в продуктивный пласт, он способен проникать на значительное расстояние от ствола скважины и обеспечивать эффективный прогрев керогена в материнской породе и нефтепродуктов при добыче тяжелой нефти.The features of the used heat carrier, ensuring the achievement of the specified technical result, are its high penetrating ability and a significant supply of thermal energy due to a high degree of overheating. Therefore, when injected into a reservoir, it is able to penetrate a considerable distance from the wellbore and provide effective heating of kerogen in the parent rock and oil products during heavy oil production.
Закачиваемый теплоноситель постепенно внедряется в материнскую породу в зоне продуктивного пласта, нагревает ее и находящиеся в ней частицы углеводородов (керогена, сланцевой нефти), отдавая им свое тепло, за счет которого осуществляется реакция модифицирования керогена в сырую нефть и сланцевой нефти в сырую нефть более высокого качества.The injected coolant gradually penetrates into the parent rock in the zone of the productive formation, heats it and the particles of hydrocarbons (kerogen, shale oil) in it, giving them its heat, due to which the reaction of modifying kerogen into crude oil and shale oil into crude oil of higher quality.
На фиг. 4 показан график распределения температуры материнского пласта в околоскважинной зоне при нагреве его поступающим теплоносителем.FIG. 4 shows a graph of the temperature distribution of the parent formation in the near-wellbore zone when it is heated by the incoming heat carrier.
Учитывая, что кероген имеет удельный вес около 1200 кг/м3, в зависимости от его типа и зрелости, а сырая нефть, модифицируемая из керогена при температуре 430-440°С имеет удельный вес 740-990 кг/м3, модифицирование керогена в нефть при разогреве материнского пласта теплоносителем приводит к увеличению объема нефтепродуктов в зоне разогрева, а, следовательно, повышению давления в околоскважинной зоне материнского пласта, что способствует образованию в материнской породе дополнительных флюидопроводящих каналов, а, следовательно, увеличению проницаемости материнского пласта в зоне действия теплоносителя, причем увеличение проницаемости материнского пласта осуществляется только за счет тепловой энергии теплоносителя без использования гидроразрыва пласта.Considering that kerogen has a specific gravity of about 1200 kg / m 3 , depending on its type and maturity, and crude oil modified from kerogen at a temperature of 430-440 ° C has a specific gravity of 740-990 kg / m 3 , kerogen is modified into When the parent formation is heated with a heat carrier, oil leads to an increase in the volume of oil products in the heating zone, and, consequently, an increase in pressure in the near-wellbore zone of the parent formation, which contributes to the formation of additional fluid-conducting channels in the parent rock, and, consequently, an increase in the permeability of the parent formation in the zone of the coolant action, moreover, the increase in the permeability of the parent formation is carried out only due to the thermal energy of the coolant without the use of hydraulic fracturing.
Таким образом, используемый для реализации способа теплоноситель, обеспечивает выполнение двух функций - модифицирование керогена в сырую нефть и увеличение проницаемости материнского пласта.Thus, the coolant used to implement the method provides two functions - modifying kerogen into crude oil and increasing the permeability of the parent formation.
Так, например, если мобильная нефть материнского пласта является тяжелой нефтью, то происходит молекулярная модификация этой мобильной нефти в нефть более высокого качества. Из прошедшей такое модифицирование мобильной нефти получается более легкая нефть (например, из API 8 получается - API 24), которую после подъема ее на дневную поверхность можно транспортировать по трубопроводу без использования растворителей.So, for example, if the mobile oil of the parent formation is heavy oil, then molecular modification of this mobile oil into higher quality oil occurs. From the mobile oil that has undergone this modification, a lighter oil is obtained (for example, from
Нагрев околоскважинной зоны материнского пласта постепенно уменьшается по мере удаления от ствола скважины за счет снижения, вследствие остывания, теплового воздействия теплоносителя, и в зоне материнского пласта вокруг забоя скважины, где температура нагрева материнской породы и керогена составляет 380-400°С, набухание частиц керогена прекращается из-за недостатка тепловой энергии до того, как они модифицируются в сырую нефть. Эти набухшие частицы образуют очень плотный, практически непроницаемый для теплоносителя кольцевой барьерный слой вокруг ствола скважины (см фиг. 2, фиг. 3), который препятствует дальнейшему внедрению теплоносителя в материнский пласт.Heating of the near-wellbore zone of the source formation gradually decreases with distance from the wellbore due to a decrease, due to cooling, of the thermal effect of the coolant, and in the zone of the source formation around the bottom of the well, where the heating temperature of the source rock and kerogen is 380-400 ° C, the swelling of kerogen particles ceased due to lack of thermal energy before they are modified into crude oil. These swollen particles form a very dense annular barrier layer around the wellbore that is practically impermeable to heat transfer fluid (see Fig. 2, Fig. 3), which prevents further penetration of the heat carrier into the parent formation.
Таким образом, в околоскважинной зоне продуктивного пласта формируется замкнутое пространство - внутрипластовая реторта, то есть, некоторый изолированный объем продуктивного пласта (реактор), в котором за счет термического воздействия теплоносителя осуществляются процесс внутрипластового модифицирования керогена в сырую нефть и формирование системы флюидопроводящих каналов.Thus, in the near-wellbore zone of the productive formation, a closed space is formed - an in-situ retort, that is, a certain isolated volume of the productive formation (reactor), in which, due to the thermal effect of the coolant, the process of in-situ modification of kerogen into crude oil and the formation of a system of fluid channels are carried out.
В образованной реторте, по мере закачивания теплоносителя, давление постепенно увеличивается и становится значительно выше гидростатического давления в реторте, что впоследствии позволяет осуществлять отбор углеводородов в режиме фонтанирования скважины.In the formed retort, as the coolant is pumped in, the pressure gradually increases and becomes significantly higher than the hydrostatic pressure in the retort, which subsequently allows the selection of hydrocarbons in the well flowing mode.
В процессе закачивания теплоносителя по колонне НКТ, за счет действия его температуры, трубы колонны разогреваются и деформируются, увеличивая свой размер по длине. В результате общая длина колонны НКТ должна увеличиваться. Использование встроенных в колонну НКТ компенсаторов 5 обеспечивает заданную длину колонны НКТ (принимают на себя удлинение, а потом укорачивание колонны НКТ).In the process of pumping the coolant through the tubing string, due to the effect of its temperature, the pipes of the string are heated and deformed, increasing their size along their length. As a result, the total length of the tubing string must increase. The use of
При достижении наперед заданного значения давления в околоскважинной зоне (внутри реторты) прекращают закачивание в скважину теплоносителя и перекрывают скважину. Этап закачивания теплоносителя закончен. Перекрытую скважину выдерживают, ставя на прогрев для осуществления второго этапа. В процессе прогрева осуществляется активный процесс модифицирования керогена в сырую нефть и формирование сети флюидопроводящих каналов. Этап прогрева обычно осуществляют в течение половины времени, затрачиваемого на осуществление этапа закачивания.When the predetermined pressure value is reached in the near-wellbore zone (inside the retort), the injection of the heat carrier into the well is stopped and the well is shut off. The coolant injection stage is over. The shut-off well is kept, put on heating for the second stage. In the process of heating, an active process of modifying kerogen into crude oil and the formation of a network of fluid channels is carried out. The warm-up step is usually carried out for half the time taken to perform the injection step.
На этапе прогрева температура колонны НКТ постепенно уменьшается, и она деформируется, уменьшая свой размер по длине. В результате общая длина колонны НКТ должна уменьшаться. Использование встроенных в колонну НКТ компенсаторов 5 обеспечивает заданную длину колонны НКТ.At the stage of heating, the temperature of the tubing string gradually decreases, and it deforms, reducing its size along its length. As a result, the overall length of the tubing string should be reduced. The use of
После закрытия первой скважины куста на прогрев, начинают, аналогично приведенному выше, закачивание теплоносителя во вторую скважину куста и, после ее закрытия на прогрев - в третью. Такая последовательность закачивания теплоносителя позволяет исключить простой наземного оборудования.After closing the first well of the cluster for warm-up, start, similarly to the above, pumping the coolant into the second well of the cluster and, after closing it for warm-up, into the third. This sequence of pumping the coolant eliminates downtime of ground equipment.
После окончания этапа прогрева первой скважины начинают этап отбора из нее нефтепродуктов, который ведут в режиме фонтанирования скважины в течение времени, примерно в 1,5 раза больше, чем время, затрачиваемое на этап закачивания.After the end of the heating stage of the first well, the stage of withdrawing oil products from it begins, which is carried out in the well flowing mode for a time approximately 1.5 times more than the time spent on the injection stage.
Отбор нефтепродуктов из реторты ведут через патрубок 10 при открытой его регулируемой задвижке.The selection of oil products from the retort is carried out through the
В процессе отбора нефтепродуктов трубы колонны НКТ, за счет действия температуры нефтепродуктов, снова разогреваются и деформируются, увеличивая свой размер по длине. В результате общая длина колонны НКТ должна увеличиваться. Использование встроенных в колонну НКТ компенсаторов 5 обеспечивает заданную длину колонны НКТ. Таким образом, при осуществлении каждого этапа цикла, колонна НКТ испытывает температурные деформации, которые изменяют ее длину (увеличивают или уменьшают) и которые компенсируются за счет использования компенсаторов 5.In the process of withdrawing oil products, the pipes of the tubing string, due to the effect of the temperature of the oil products, are again heated and deformed, increasing their size along their length. As a result, the total length of the tubing string must increase. The use of
Аналогично, при окончании этапа прогрева производят отбор нефтепродуктов второй и третьей скважин куста.Similarly, at the end of the heating stage, oil products are taken from the second and third wells of the cluster.
Аналогично эксплуатируют второй куст скважин данного модуля, а также скважины всех кустов других модулей.The second well cluster of this module, as well as the wells of all clusters of other modules, are operated similarly.
Отбираемые нефтепродукты поступают на станцию 12 (см фиг. 6) сепарирования и очистки, на которой очищенные нефтепродукты собирают в накопительные емкости, а выделенный в результате очистки газ поступает на станцию 13.The selected oil products go to station 12 (see Fig. 6) for separation and purification, where refined oil products are collected in storage tanks, and the gas released as a result of purification is fed to
Важно, чтобы отбор нефтепродуктов из образованной реторты осуществлялся в режиме фонтанирования скважины. Это позволяет исключить применение насосного оборудования и использование «проппанта», препятствующего кольматации флюидопроводящих каналов.It is important that the selection of oil products from the formed retort is carried out in the well flowing mode. This makes it possible to exclude the use of pumping equipment and the use of "proppant", which prevents clogging of fluid channels.
Осуществлению режима фонтанирования скважины способствует сформированный на этапе при закачивании теплоносителя мощный напорный уровень давлением выше гидростатического давления пласта, что позволяет эффективно отбирать на дневную поверхность нефтепродукты из зоны реторты материнского пласта. Для осуществления заявленного способа весьма важным является постоянный контроль давления закачивания теплоносителя, которое гарантированно должно быть ниже давления гидроразрыва данного пласта. В противном случае отбор нефтепродуктов в режиме фонтанирования становится невозможным.The implementation of the well flowing mode is facilitated by the powerful pressure level formed at the stage during the injection of the coolant with a pressure higher than the hydrostatic pressure of the formation, which makes it possible to effectively take oil products to the day surface from the retort zone of the parent formation. For the implementation of the claimed method, it is very important to constantly monitor the injection pressure of the coolant, which must be guaranteed to be lower than the fracturing pressure of a given formation. Otherwise, the selection of oil products in the gushing mode becomes impossible.
В процессе отбора нефтепродуктов из реторты постоянно контролируют процесс снижения давления в ней, и, как только его значение приближается к значению гидростатического давления пласта (контроль ведут по интенсивности фонтанирования нефтепродуктов) прекращают отбор и начинают осуществление этапа закачивания теплоносителя для реализации следующего цикла. Это позволяет не допускать компакции образованных в реторте на предыдущем цикле флюидопроводящих каналов.In the process of withdrawing oil products from the retort, the process of reducing the pressure in it is constantly monitored, and as soon as its value approaches the value of the hydrostatic pressure of the formation (control is carried out according to the intensity of the flow of oil products), the withdrawal is stopped and the stage of pumping the coolant begins to implement the next cycle. This makes it possible to prevent compaction of the fluid channels formed in the retort during the previous cycle.
При выполнении каждого следующего цикла на каждой скважине куста, на этапе закачивания, теплоноситель свободно поступает через образованные на предыдущем этапе в реторте флюидопроводящие каналы к барьерному слою, разогревает его, модифицируя набухшие частицы керогена в сырую нефть, и проникает далее в объем материнской породы продуктивного пласта, постепенно, с каждым реализуемым циклом, увеличивая его прогреваемую зону.When performing each next cycle at each well of the pad, at the injection stage, the coolant freely flows through the fluid-conducting channels formed at the previous stage in the retort to the barrier layer, heats it, modifying swollen kerogen particles into crude oil, and penetrates further into the volume of the parent rock of the productive formation , gradually, with each realized cycle, increasing its heated zone.
По мере снижения температуры теплоносителя, реакция модифицирования прекращается и в материнском пласте формируется, аналогично раскрытому выше, новый барьерный слой, ограничивающий объем уже расширенной реторты.As the temperature of the coolant decreases, the modification reaction stops and a new barrier layer is formed in the parent formation, similar to that disclosed above, limiting the volume of the already expanded retort.
Далее этапы закачивания, прогрева и отбора осуществляют, как это уже раскрыто выше, для каждой скважины куста всех кустов всех модулей.Further, the stages of pumping, heating and withdrawal are carried out, as already disclosed above, for each well of the cluster of all clusters of all modules.
Таким образом, размер каждой околоскважинной реторты, из которой осуществляется отбор модифицированных нефтепродуктов, с каждым циклом увеличивается, а, следовательно, для каждой скважины куста с каждым новым циклом увеличивается нефтеотдача модифицированных углеводородов. Весьма существенно, что формируемая при тепловом воздействии в реторте система флюидопроводящих каналов расширяется с каждым новым циклом прогрева, а высокое давление в продуктивном пласте не дает этим каналам «схлопываться». Процесс увеличения реторты наглядно демонстрируется на фиг. 2 и фиг. 3, на которых представлены примерные размеры реторты через 10 и через 40 месяцев разработки месторождения.Thus, the size of each near-well retort, from which the modified oil products are withdrawn, increases with each cycle, and, therefore, for each well of the cluster with each new cycle, the oil recovery of modified hydrocarbons increases. It is very important that the system of fluid-conducting channels formed under thermal influence in the retort expands with each new heating cycle, and the high pressure in the reservoir does not allow these channels to “collapse”. The retort enlargement process is clearly illustrated in FIG. 2 and FIG. 3, which shows the approximate dimensions of the retort after 10 and after 40 months of field development.
В процессе эксплуатации месторождения, в связи с циклическим, от цикла к циклу, увеличением размеров реторт скважин, увеличивается количество отбираемых на дневную поверхность модифицированных нефтепродуктов, поэтому, по мере разработки месторождения, необходимо увеличивать производительность модулей по теплоносителю. Это осуществляют, как правило, увеличением производительности генераторов теплоносителя или установкой дополнительного оборудования. Аналогичным образом эксплуатируются все модули.In the course of field operation, due to the cyclical, from cycle to cycle, increase in the size of wells retorts, the number of modified oil products withdrawn to the day surface increases, therefore, as the field is developed, it is necessary to increase the coolant capacity of the modules. This is done, as a rule, by increasing the productivity of heat carrier generators or by installing additional equipment. All modules are operated in the same way.
Таким образом, в процессе эксплуатации месторождения, с каждым новым циклом нефтедобычи, увеличиваются размеры реторты каждой скважины 1, что наглядно подтверждается их размерами на фиг. 8 (начальный этап эксплуатации месторождения) и на фиг. 9 (промежуточный этап эксплуатации месторождения), и в каждую из них из материнской породы поступает все большее количество нефтепродуктов, в результате чего производительность скважин с каждым реализуемым циклом нефтедобычи увеличивается.Thus, during the operation of the field, with each new cycle of oil production, the dimensions of the retort of each well 1 increase, which is clearly confirmed by their dimensions in Fig. 8 (initial stage of field operation) and in FIG. 9 (an intermediate stage of field exploitation), and an increasing amount of oil products is supplied to each of them from the source rock, as a result of which the productivity of wells increases with each oil production cycle.
В определенный момент разработки месторождения, образованные реторты соединяются друг с другом, образуя общее объемное пространство (см фиг. 10) в продуктивном пласте, в которое осуществляется мощный приток нефтепродуктов.At a certain point in the development of the field, the formed retorts are connected to each other, forming a common volumetric space (see Fig. 10) in the reservoir, into which a powerful inflow of oil products is carried out.
После слияния реторт меняют режим отбора нефтепродуктов, ведя его уже не циклически, а непрерывно.After the merger of retorts, the mode of withdrawal of oil products is changed, not cyclically, but continuously.
При таком режиме одну из скважин каждого куста (например, среднюю) каждого модуля используют как нагнетательную, а две другие (в данном случае - крайние) - как добывающие.In this mode, one of the wells of each cluster (for example, the middle one) of each module is used as an injection well, and the other two (in this case, the extreme ones) are used as producers.
Через нагнетательную скважину непрерывно нагнетают в забой теплоноситель, а две остальные скважины куста используют как добывающие, осуществляя через них непрерывный отбор на дневную поверхность через патрубок 10 при открытой задвижке нефтепродуктов в режиме фонтанирования скважины.Through the injection well, a coolant is continuously injected into the bottomhole, and the other two wells of the cluster are used as production wells, carrying out through them continuous withdrawal to the day surface through the
Таким образом, для данного способа характерны два режима отбора нефтепродуктов, на первом из которых отбор осуществляют циклами, постепенно расширяя околоскважинную зону продуктивного пласта и формируя систему флюидопроводящих каналов, через которую осуществляется приток углеводородов, что необходимо для осуществления второго режима отбора - непрерывного, который гораздо более производителен.Thus, this method is characterized by two modes of withdrawal of oil products, in the first of which the withdrawal is carried out in cycles, gradually expanding the near-wellbore zone of the productive formation and forming a system of fluid channels through which an inflow of hydrocarbons is carried out, which is necessary for the implementation of the second mode of withdrawal - continuous, which is much more productive.
Предложенным способом обеспечивается работа на месторождении от 15 до 20 лет с коэффициентом извлечения нефти (КИН) до 50-70% в зависимости от качества материнской породы, в первую очередь, от ее толщины и содержания органических веществ.The proposed method ensures operation at the field for 15 to 20 years with an oil recovery factor (ORF) of up to 50-70%, depending on the quality of the source rock, primarily, on its thickness and organic matter content.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020119827A RU2741644C1 (en) | 2020-06-16 | 2020-06-16 | Method of development of hard-to-recover hydrocarbon deposits |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020119827A RU2741644C1 (en) | 2020-06-16 | 2020-06-16 | Method of development of hard-to-recover hydrocarbon deposits |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2741644C1 true RU2741644C1 (en) | 2021-01-28 |
Family
ID=74554268
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020119827A RU2741644C1 (en) | 2020-06-16 | 2020-06-16 | Method of development of hard-to-recover hydrocarbon deposits |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2741644C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2765786C1 (en) * | 2021-04-30 | 2022-02-03 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт машиноведения им. А.А. Благонравова Российской академии наук (ИМАШ РАН) | Method for extraction of hard-to-recover oils |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3802508A (en) * | 1969-12-29 | 1974-04-09 | Marathon Oil Co | In situ recovery of oil from tar sands using water-external micellar dispersions |
| US3946809A (en) * | 1974-12-19 | 1976-03-30 | Exxon Production Research Company | Oil recovery by combination steam stimulation and electrical heating |
| RU2029077C1 (en) * | 1992-07-06 | 1995-02-20 | Юдин Евгений Яковлевич | Method for oil production |
| RU2163292C2 (en) * | 1998-12-21 | 2001-02-20 | Позднышев Геннадий Николаевич | Method of development of high-viscosity and heavy oil deposits |
| RU2428945C1 (en) * | 2010-05-19 | 2011-09-20 | Сергей Алексеевич Шинкарев | Trocar with external and internal atraumatic fixation for endoscopic operations |
| RU2555163C1 (en) * | 2014-01-21 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Коми" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells |
-
2020
- 2020-06-16 RU RU2020119827A patent/RU2741644C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3802508A (en) * | 1969-12-29 | 1974-04-09 | Marathon Oil Co | In situ recovery of oil from tar sands using water-external micellar dispersions |
| US3946809A (en) * | 1974-12-19 | 1976-03-30 | Exxon Production Research Company | Oil recovery by combination steam stimulation and electrical heating |
| RU2029077C1 (en) * | 1992-07-06 | 1995-02-20 | Юдин Евгений Яковлевич | Method for oil production |
| RU2163292C2 (en) * | 1998-12-21 | 2001-02-20 | Позднышев Геннадий Николаевич | Method of development of high-viscosity and heavy oil deposits |
| RU2428945C1 (en) * | 2010-05-19 | 2011-09-20 | Сергей Алексеевич Шинкарев | Trocar with external and internal atraumatic fixation for endoscopic operations |
| RU2555163C1 (en) * | 2014-01-21 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Коми" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2765786C1 (en) * | 2021-04-30 | 2022-02-03 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт машиноведения им. А.А. Благонравова Российской академии наук (ИМАШ РАН) | Method for extraction of hard-to-recover oils |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20210277757A1 (en) | Pressure assisted oil recovery | |
| US10655441B2 (en) | Stimulation of light tight shale oil formations | |
| US4886118A (en) | Conductively heating a subterranean oil shale to create permeability and subsequently produce oil | |
| CA1288043C (en) | Conductively heating a subterranean oil shale to create permeabilityand subsequently produce oil | |
| US7621326B2 (en) | Petroleum extraction from hydrocarbon formations | |
| AU2011218161B9 (en) | Method and apparatus to release energy in a well | |
| RU2287677C1 (en) | Method for extracting oil-bitumen deposit | |
| US7422063B2 (en) | Hydrocarbon recovery from subterranean formations | |
| EA010677B1 (en) | Hydrocarbon recovery from impermeable oil shales | |
| CA2867873C (en) | Methods and systems for downhole thermal energy for vertical wellbores | |
| CN109356560B (en) | In-situ mining method and in-situ mining well pattern | |
| CN102493795A (en) | Method for gasification fracturing of liquid nitrogen in hydrocarbon reservoirs | |
| CN106437657A (en) | Method for modifying and exploiting oil shale in situ through fluid | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| US11428085B2 (en) | Systems and methods for enhanced hydrocarbon recovery | |
| RU2741644C1 (en) | Method of development of hard-to-recover hydrocarbon deposits | |
| Ameli et al. | Thermal recovery processes | |
| Miller et al. | Proposed air injection recovery of cold-produced heavy oil reservoirs | |
| Hallam et al. | Pressure-up blowdown combustion: A channeled reservoir recovery process | |
| RU2630330C1 (en) | Bitumnious oil field development method | |
| Powers et al. | Commercial application of steamflooding in an oilfield comprising multiples thin sand reservoirs | |
| RU2802297C1 (en) | Method for increasing oil recovery of kerogen-comprising shale formations | |
| RU2801030C2 (en) | Method for developing deposits of hard-to-recover hydrocarbons | |
| Hallam | Operational techniques to improve the performance of in-situ combustion in heavy-oil and oil-sand reservoirs | |
| RU2681758C1 (en) | Method of developing super-viscous oil field |