RU2775633C1 - Method for developing a high-viscosity oil or bitumen field with gas injection - Google Patents
Method for developing a high-viscosity oil or bitumen field with gas injection Download PDFInfo
- Publication number
- RU2775633C1 RU2775633C1 RU2021136923A RU2021136923A RU2775633C1 RU 2775633 C1 RU2775633 C1 RU 2775633C1 RU 2021136923 A RU2021136923 A RU 2021136923A RU 2021136923 A RU2021136923 A RU 2021136923A RU 2775633 C1 RU2775633 C1 RU 2775633C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- injection
- horizontal
- wells
- gas
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 60
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 60
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 54
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 27
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 11
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 11
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims abstract description 6
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 6
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 2
- 238000010792 warming Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 47
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 2
- 230000001174 ascending Effects 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 210000003371 Toes Anatomy 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти или битума.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of deposits of high-viscosity oil or bitumen.
Известен способ разработки битумных залежей с газовой шапкой (патент RU № 2625125, МПК Е21В 43/24, 7/04, опубл. 11.07.2017, бюл. № 20), включающий бурение горизонтальных скважин с восходящим профилем горизонтальных стволов, закачку пара и газа в продуктивный пласт залежи в циклическом режиме, прогрев пласта, отбор продукции из данных горизонтальных скважин, при этом по данным бурения горизонтальных скважин определяют наличие газовой шапки и уточняют структуру залежи, в купольной части залежи бурят вертикальную добывающую скважину и перфорируют ее у кровли пласта, через данную скважину отбирают газ из газовой шапки и направляют его в емкость для сбора газа, после прогрева пласта горизонтальные скважины эксплуатируют в циклическом режиме, причем каждый цикл состоит из следующих этапов: закачка пара – закачка смеси пара и добытого из газовой шапки газа – отбор продукции, причем соотношение пара П и газа Г в закачиваемой смеси устанавливают как П:Г=5-50:1, а длительность цикла закачки парогаза – не менее 10 сут, для поддержания данного соотношения рабочих агентов, их смешивания и периодичности закачки добываемый газ из указанной емкости, а пар из парогенератора подают на бустерную установку, из которой смесь закачивают непосредственно в горизонтальные скважины, после начала циклического режима разработки залежи компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100% за один цикл, после прорыва в газовую шапку закачиваемого пара и/или парогаза отбор газа из вертикальной скважины переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке в купольную часть залежи, таким образом, залежь разрабатывают в парогазоциклическом режиме дренирования – ПГЦД.A known method for the development of bitumen deposits with a gas cap (patent RU No. 2625125, IPC E21V 43/24, 7/04, publ. 11.07.2017, bull. No. 20), including drilling horizontal wells with an ascending profile of horizontal wells, injection of steam and gas into the productive formation of the deposit in a cyclic mode, heating the formation, taking products from these horizontal wells, while according to the drilling of horizontal wells, the presence of a gas cap is determined and the structure of the deposit is specified, a vertical production well is drilled in the dome part of the deposit and perforated at the top of the reservoir, through this well is taken gas from the gas cap and sent to the tank for collecting gas, after heating the reservoir, horizontal wells are operated in a cyclic mode, and each cycle consists of the following stages: injection of steam - injection of a mixture of steam and gas produced from the gas cap - extraction of products, moreover, the ratio of steam P and gas G in the injected mixture is set as P: G = 5-50: 1, and the duration of the steam injection cycle gas - at least 10 days, to maintain a given ratio of working agents, their mixing and injection frequency, the produced gas from the specified tank, and the steam from the steam generator is fed to the booster unit, from which the mixture is pumped directly into horizontal wells, after the start of the cyclic mode of deposit development compensation The extraction of the amount of liquid and gas by injection in the amount of steam and steam gas is maintained in the reservoir at the level of 40-100% per cycle, after the breakthrough of the injected steam and/or steam gas into the gas cap, the gas extraction from the vertical well is transferred to a periodic mode, determined by the time required for redistribution of gas in the gas cap to the dome part of the reservoir, thus, the deposit is developed in the steam-gas cycle drainage mode - PGCD.
Недостатком этого способа является его узкая применимость, связанная с тем, что наличие газовой шапки для битумных залежей является большой редкостью и, как правило, такие залежи залегают на небольшой глубине около 80-300 м и не имеют газовой шапки и характеризуются очень низким газовым фактором. Также недостатком способа является бурение восходящих профилей горизонтальных стволов, так как «носок» ствола может оказаться в создаваемой закачкой пара паровой камере, и движущаяся по стенкам камеры нефть с конденсатом будет стекать ниже добывающей скважины и будет потеряна. Также описанный способ применяется только для одиночной пароциклической скважины при условии бурения дополнительных вертикальных скважин, что несет дополнительные капитальные затраты и снижает экономическую эффективность способа. При этом концентрация закачиваемого пара и газа является очень высокой - П:Г=5-50:1, и существует риск выпадения смол и асфальтенов.The disadvantage of this method is its narrow applicability, due to the fact that the presence of a gas cap for bitumen deposits is very rare and, as a rule, such deposits occur at a shallow depth of about 80-300 m and do not have a gas cap and are characterized by a very low GOR. Also, the disadvantage of this method is the drilling of ascending profiles of horizontal wells, since the "toe" of the wellbore may be in the steam chamber created by the injection of steam, and the oil moving along the walls of the chamber with condensate will drain below the production well and be lost. Also, the described method is used only for a single steam cycle well, provided that additional vertical wells are drilled, which incurs additional capital costs and reduces the economic efficiency of the method. At the same time, the concentration of injected steam and gas is very high - P:G=5-50:1, and there is a risk of resins and asphaltenes falling out.
Наиболее близким является способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки (патент RU № 2713682, МПК Е21В 43/24, 7/04, 47/06, опубл. 06.02.2020, бюл. № 4), включающий размещение горизонтальных пароциклических скважин на периферии залежи, размещение парных горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин в центральной части залежи, расположение в горизонтальных добывающих скважинах устройств контроля температуры и давления, закачку пара на ранней стадии разработки в горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины для прогрева продуктивного пласта, прекращение подачи пара для термокапиллярной пропитки залежи. После этого горизонтальные добывающие скважины переводят под отбор продукции, горизонтальные нагнетательные скважины - под закачку пара, горизонтальные пароциклические скважины эксплуатируют циклами - последовательными закачкой пара и отбором продукции, на поздней стадии разработки выбирают горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины с нерентабельным дебитом - с паронефтяным отношением больше 10, в указанных нерентабельных горизонтальных пароциклических и горизонтальных нагнетательных скважинах осуществляют регулируемое снижение объема закачки пара, исключающее резкое снижение давления - более 0,05 МПа/сут и температуры - более 1°С/сут в паровой камере, до температуры парообразования воды при начальном давлении в пласте, указанные нерентабельные горизонтальные пароциклические скважины переводят под закачку горячей воды, а указанные нерентабельные горизонтальные нагнетательные скважины - под закачку газа, при достижении обводненности в указанных нерентабельных горизонтальных добывающих скважинах 98% и более их также переводят под закачку газа.The closest is the method of developing a deposit of high-viscosity and super-viscous oil by thermal methods at a late stage of development (patent RU No. 2713682, IPC E21B 43/24, 7/04, 47/06, publ. horizontal steam cycle wells on the periphery of the reservoir, placement of paired horizontal injection and production wells in the central part of the reservoir, location of temperature and pressure control devices in horizontal production wells, steam injection at an early stage of development into horizontal steam cycle and paired horizontal injection and production wells to warm up the reservoir , stopping the supply of steam for thermocapillary impregnation of the deposit. After that, horizontal production wells are transferred for product extraction, horizontal injection wells - for steam injection, horizontal steam cycle wells are operated in cycles - sequential steam injection and product extraction, at a late stage of development, horizontal steam cycle and paired horizontal injection and production wells with an unprofitable flow rate are selected - with steam-oil ratio greater than 10, in these unprofitable horizontal steam-cyclic and horizontal injection wells, an adjustable reduction in the volume of steam injection is carried out, excluding a sharp decrease in pressure - more than 0.05 MPa / day and temperature - more than 1 ° C / day in the steam chamber, to the temperature of water vaporization at the initial pressure in the reservoir, these unprofitable horizontal steam-cyclic wells are transferred for hot water injection, and the indicated unprofitable horizontal injection wells are transferred for gas injection, when water cut reaches In the given unprofitable horizontal production wells, 98% or more of them are also converted to gas injection.
Недостатком данного способа является снижение эффективности разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти после перехода на закачку воды вместо пара, тем более на нерентабельных скважинах, еще более снижая энергию, доводимую до пласта для осуществления передачи тепла малоподвижной нефти для осуществления ее миграции к насосам в горизонтальных добывающих скважинах. При этом закачка газа на завершающей стадии разработки не является эффективной, что снижает эффективность всего способа в целом.The disadvantage of this method is a decrease in the efficiency of developing a deposit of high-viscosity and super-viscous oil after switching to water injection instead of steam, especially in unprofitable wells, further reducing the energy brought to the reservoir to transfer heat from low-mobility oil to carry out its migration to pumps in horizontal production wells. . At the same time, gas injection at the final stage of development is not effective, which reduces the efficiency of the entire method as a whole.
Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение эффективности разработки месторождения высоковязкой нефти или битума за счет увеличения нефтеотдачи пласта путем снижения вязкости нефти и повышения ее подвижности за счет растворения газа в нефти , увеличение охвата пласта разработкой за счет латерального расширения паровой камеры, снижение материальных затрат на осуществление способа за счет снижения объемов вырабатываемого пара и частичной замены на газ, а также расширение технологических возможностей способа разработки.The technical objectives of the proposed method are to increase the efficiency of the development of a field of high-viscosity oil or bitumen by increasing the oil recovery of the reservoir by reducing the viscosity of oil and increasing its mobility due to the dissolution of gas in oil, increasing the coverage of the reservoir by development due to the lateral expansion of the steam chamber, reducing material costs for the implementation of the method by reducing the volume of generated steam and partially replacing it with gas, as well as expanding the technological capabilities of the development method.
Технические задачи решаются способом разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с закачкой газа, включающим размещение горизонтальных пароциклических скважин на периферии месторождения, размещение парных горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин центральной части месторождения, расположение в горизонтальных добывающих скважинах устройств контроля температуры и давления, осуществление закачки пара на ранней стадии разработки в горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины для прогрева продуктивного пласта, прекращение подачи пара для термокапиллярной пропитки, затем перевод горизонтальных добывающих скважин под отбор продукции, горизонтальных нагнетательных скважин - под закачку пара, эксплуатацию горизонтальных пароциклических скважин циклами - последовательными закачкой пара и отбором продукции.Technical problems are solved by the method of developing a field of high-viscosity oil or bitumen with gas injection, including the placement of horizontal steam-cyclic wells on the periphery of the field, the placement of paired horizontal injection and production wells in the central part of the field, the location of temperature and pressure control devices in horizontal production wells, the implementation of steam injection at an early stage. stages of development into horizontal steam-cyclic and paired horizontal injection and production wells for warming up the productive formation, stopping the supply of steam for thermocapillary impregnation, then transferring horizontal production wells for product extraction, horizontal injection wells for steam injection, operation of horizontal steam-cyclic wells in cycles - successive steam injection and product selection.
Новым является то, что на этапе роста паровой камеры определяют параметры работы добывающей скважины – дебит по жидкости, обводненность добываемой продукции и температуру жидкости, выделяют пары горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин с неизменными или изменяющимися в пределах не более 8% параметрами работы добывающей скважины в течение месяца эксплуатации, в выделенные парные нагнетательные скважины инициируют совместную закачку газа с паром при концентрации 0,5 м3 газа к 1 м3 пара, в качестве газа используют метан или углекислый газ, разработку продолжают, при этом повторяют вышеуказанные операции по выделению пар горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин с неизменными или изменяющимися в пределах не более 8% параметрами работы добывающей скважины в течении месяца эксплуатации и совместной закачке газа с паром. What is new is that at the stage of growth of the steam chamber, the parameters of the production well are determined - the liquid flow rate, the water cut of the produced product and the temperature of the liquid, the pairs of horizontal injection and production wells are isolated with the parameters of the production well operating unchanged or varying within no more than 8% during months of operation, joint injection of gas with steam at a concentration of 0.5 m 3 of gas to 1 m 3 of steam is initiated into the selected paired injection wells, methane or carbon dioxide is used as gas, development is continued, while repeating the above operations to separate pairs of horizontal injection and production wells with unchanged or varying within no more than 8% operating parameters of the production well during the month of operation and joint injection of gas with steam.
На фиг. показана схема размещения горизонтальных пароциклических и парных нагнетательных и добывающих скважин (вид в профиль). In FIG. the layout of horizontal steam-cyclic and paired injection and production wells is shown (profile view).
Сущность способа заключается в следующем.The essence of the method is as follows.
Одним из известных способов разработки месторождения 1 (см. фиг.) высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами является метод парогравитационного дренирования, разработку которого осуществляют горизонтальными пароциклическими скважинами 2'-2'', размещенными на периферии месторождения 1, и парными горизонтальными нагнетательными 3', 3'', 3''', 3'''' и добывающими 4', 4'', 4''', 4'''' скважинами, размещенными в центральной части месторождения 1. При строительстве в добывающих скважинах 4', 4'', 4''', 4'''' располагают устройства контроля температуры и давления, например, оптико-волоконный кабель с датчиками (на фиг. не показаны). На ранней стадии разработки для создания проницаемой зоны между парными скважинами и прогрева продуктивного пласта осуществляют освоение скважин закачкой пара в горизонтальные пароциклические 2', 2'' и в парные нагнетательные 3', 3'', 3''', 3'''' и добывающие 4', 4'', 4''', 4'''' скважины. Контролируют давление и температуру продуктивного пласта. Прекращают подачу пара для термокапиллярной пропитки месторождения 1 и перераспределения давления и температуры. Затем парные горизонтальные добывающие скважины 4', 4'', 4''', 4'''' переводят под отбор продукции, а парные горизонтальные нагнетательные скважины 3', 3'', 3''', 3'''' - под закачку пара. Горизонтальные пароциклические скважины 2'-2'' эксплуатируют циклами - последовательными закачкой пара и отбором продукции.One of the well-known methods for the development of field 1 (see Fig.) of high-viscosity and super-viscous oil by thermal methods is the method of steam gravity drainage, the development of which is carried out by horizontal steam-cyclic wells 2'-2'' located on the periphery of the field 1, and paired horizontal injection wells 3', 3'', 3''', 3'''' and production wells 4', 4'', 4''', 4'''' located in the central part of the field 1. During construction in production wells 4', 4'', 4''', 4'''' have temperature and pressure control devices, for example, an optical fiber cable with sensors (not shown in the figure). At an early stage of development, in order to create a permeable zone between paired wells and warm up the productive formation, wells are developed by injecting steam into horizontal steam-cyclic 2', 2'' and into paired injection 3', 3'', 3''', 3'''' and producing 4', 4'', 4''', 4'''' wells. The pressure and temperature of the reservoir are controlled. Steam supply is stopped for thermocapillary impregnation of field 1 and redistribution of pressure and temperature. Then, paired horizontal production wells 4', 4'', 4''', 4'''' are transferred for production, and paired horizontal injection wells 3', 3'', 3''', 3'''' - for steam injection. Horizontal steam cycle wells 2'-2'' are operated in cycles - sequential injection of steam and product selection.
Определяют параметры работы добывающих скважин 4', 4'', 4''', 4'''' – дебит по жидкости, обводненность добываемой продукции и температуру жидкости на устьевом термометре на этапе роста паровых камер (этапе, характеризующемся увеличением дебита по жидкости, снижением обводненности добываемой продукции и увеличением температуры жидкости на устьевом термометре) 5', 5'', 5''', 5'''' над добывающими скважинами 4', 4'', 4''', 4''''. Выделяют пары горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, например, 3' и 4', или 3'' и 4'', или 3''' и 4''', или 3'''' и 4'''' с неизменными (стабильными) параметрами работы добывающей скважины или изменяющимися параметрами работы добывающей скважины 4', 4'', 4''', 4'''' в пределах не более 8 % в течение месяца эксплуатации. В выделенные парные нагнетательные скважины 3', 3'', 3'''' инициируют совместную закачку газа с паром при концентрации 0,5 м3 газа к 1 м3 пара. В качестве газа используют, например, метан или углекислый газ - СО2, образующийся в процессе выработки пара на котельных установках.The operating parameters of production wells 4', 4'', 4''', 4'''' are determined - the liquid flow rate, the water cut of the produced product and the liquid temperature on the wellhead thermometer at the stage of growth of the steam chambers (the stage characterized by an increase in the liquid flow rate, a decrease in the water cut of the produced product and an increase in the temperature of the liquid on the wellhead thermometer) 5', 5'', 5''', 5'''' above the production wells 4', 4'', 4''', 4''''. Pairs of horizontal injection and production wells are distinguished, for example, 3' and 4', or 3'' and 4'', or 3''' and 4''', or 3'''' and 4'''' with unchanged (stable) operating parameters of the production well or changing operating parameters of the production well 4', 4'', 4''', 4'''' within no more than 8% during the month of operation. In dedicated pair injection wells 3', 3'', 3'''' initiate joint injection of gas with steam at a concentration of 0.5 m 3 gas to 1 m 3 steam. As a gas, for example, methane or carbon dioxide - CO 2 is used, which is formed during the generation of steam in boiler plants.
Закачиваемый газ обладает высокой подвижностью и будучи легче пластовых флюидов движется к кровле 6 месторождения 1, где образует газовую прослойку 7 на кровле месторождения 1 и способствует латеральному расширению паровых камер 5', 5'', 5'''' в ранее не охваченные разработкой зоны. Также, растворяясь в нефти, газ снижает вязкость и повышает подвижность нефти. Все это повышает охват пласта парогазовым воздействием, что влияет на повышение коэффициента извлечения нефти, также образование газовой прослойки 7 на кровле 6 месторождения 1 снижает потери тепла на кровле 6. Таким образом предлагаемый способ позволяет утилизировать различные газы, возникающие в процессе эксплуатации месторождения высоковязкой нефти или битума.The injected gas has high mobility and, being lighter than reservoir fluids, moves to the
Разработку месторождения высоковязкой нефти или битума продолжают. При этом повторяют вышеуказанные операции по выделению пар горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин с неизменными или изменяющимися в пределах не более 8% параметрами работы добывающей скважины в течение месяца эксплуатации и совместной закачке газа с паром.The development of high-viscosity oil or bitumen deposits continues. At the same time, the above operations are repeated for separating pairs of horizontal injection and production wells with unchanged or varying within no more than 8% operating parameters of the production well during a month of operation and joint injection of gas with steam.
Пример практического применения.An example of practical application.
Предлагаемый способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума был опробован на Черемшанском месторождении сверхвязкой нефти.The proposed method for developing a high-viscosity oil or bitumen field was tested at the Cheremshansky high-viscosity oil field.
Определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками:We have identified a site with the following geological and physical characteristics:
- глубина залегания - 144 м;- depth of occurrence - 144 m;
- средняя общая толщина пласта - 23 м;- average total thickness of the formation - 23 m;
- нефтенасыщенная толщина пласта – 16,2 м;- oil-saturated reservoir thickness - 16.2 m;
- значение начального пластового давления - 0,44 МПа;- the value of the initial formation pressure - 0.44 MPa;
- начальная пластовая температура - 8°С;- initial formation temperature - 8°С;
- плотность нефти в пластовых условиях - 987 кг/м3;- density of oil in reservoir conditions - 987 kg/m 3 ;
- динамическая вязкость нефти в пластовых условиях - 16880 мПа⋅с;- dynamic viscosity of oil in reservoir conditions - 16880 mPa⋅s;
- значение средней проницаемости по керну в пласте – 3,65 мкм2;- the value of the average permeability of the core in the reservoir - 3.65 µm 2 ;
- значение средней пористости по керну в пласте - 0,32 доли ед.- the value of the average porosity for the core in the reservoir - 0.32 fractions of units.
Разработку месторождения 1 сверхвязкой нефти осуществляли тепловыми методами путем закачки пара в горизонтальные пароциклические 2'-2'' и парные нагнетательные 3', 3'', 3''', 3'''' и добывающие 4', 4'', 4''', 4'''' скважины, прогревали продуктивный пласт с созданием паровой камеры. Остановили закачку пара для термокапиллярной пропитки месторождения 1 и перераспределения температуры и давления. Затем парные горизонтальные добывающие скважины 4', 4'', 4''', 4'''' перевели под отбор продукции, а парные горизонтальные нагнетательные скважины 3', 3'', 3''', 3'''' - под закачку пара. Горизонтальные пароциклические скважины 2'-2'' эксплуатировали циклами - последовательными закачкой пара и отбором продукции. На этапе роста паровой камеры определяли параметры работы добывающей скважины – дебит по жидкости, обводненность добываемой продукции и температуру жидкости на устьевом термометре.The development of field 1 of extra-viscous oil was carried out by thermal methods by injecting steam into horizontal steam-cyclic 2'-2'' and steam injection 3', 3'', 3''', 3'''' and producing 4', 4'', 4 ''', 4'''' wells, warmed up the reservoir with the creation of a steam chamber. Steam injection was stopped for thermocapillary impregnation of field 1 and redistribution of temperature and pressure. Then the paired horizontal production wells 4', 4'', 4''', 4'''' were transferred to production, and the paired horizontal injection wells 3', 3'', 3''', 3'''' - for steam injection. Horizontal steam cycle wells 2'-2'' were operated in cycles - successive steam injection and product extraction. At the stage of growth of the steam chamber, the parameters of the production well were determined - the flow rate of the liquid, the water cut of the produced product and the temperature of the liquid on the wellhead thermometer.
После 14 месяцев эксплуатации скважин в данном режиме выделили 3 пары скважин, показатели дебита по жидкости, обводненности добываемой продукции и температуры жидкости на устьевом термометре которых менялись в пределах не более 8% в течение месяца эксплуатации:After 14 months of well operation in this mode, 3 pairs of wells were identified, the liquid flow rate, water cut of the produced product and the liquid temperature on the wellhead thermometer of which varied within no more than 8% during the month of operation:
- 3'-4': дебит по жидкости- 85-88 т/сут, обводненность – 79-84 %, температура жидкости на устьевом термометре 75-77 0С;- 3'-4': liquid flow rate - 85-88 t/day, water cut - 79-84%, liquid temperature on the wellhead thermometer 75-77 0 С;
- 3''-4'': дебит по жидкости- 80-86 т/сут, обводненность – 82-85 %, температура жидкости на устьевом термометре 91-95 0С;- 3''-4'': liquid flow rate - 80-86 t/day, water cut - 82-85%, liquid temperature on the wellhead thermometer 91-95 0 С;
-3''''-4'''': дебит по жидкости- 72-76 т/сут, обводненность – 89-94 %, температура жидкости на устьевом термометре 55-58 0С.-3''''-4'''': liquid flow rate - 72-76 t/day, water cut - 89-94%, liquid temperature on the wellhead thermometer 55-58 0 С.
Инициировали закачку попутно добываемого газа в горизонтальные нагнетательные скважины 3', 3'', 3'''' с концентрацией 0,5 м3 метана к 1 м3 пара. Через 3,5 месяца эксплуатации скважин совместной закачкой пара с метаном накопленные значения по закачке пара и метана составили, соответственно, для 3' – 8670 м3 и 4248 м3, для 3'' – 7655 м3 и 3749 м3, для 3'''' – 7880 м3 и 3948 м3, а эксплуатационные показатели достигли следующих значений:Initiated the injection of associated gas into horizontal injection wells 3', 3'', 3'''' with a concentration of 0.5 m 3 methane to 1 m 3 steam. After 3.5 months of well operation by joint injection of steam with methane, the accumulated values for the injection of steam and methane were, respectively, for 3' - 8670 m 3 and 4248 m 3 , for 3'' - 7655 m 3 and 3749 m 3 , for 3 '''' - 7880 m 3 and 3948 m 3 , and the performance indicators reached the following values:
- 3'-4': дебит по жидкости- 93 т/сут, обводненность –80 %, температура жидкости на устьевом термометре 85 0С;- 3'-4': liquid flow rate - 93 t/day, water cut -80%, liquid temperature on the wellhead thermometer 85 0 С;
- 3''-4'': дебит по жидкости- 112 т/сут, обводненность –77 %, температура жидкости на устьевом термометре 92 0С;- 3''-4'': liquid flow rate - 112 t/day, water cut -77%, liquid temperature on the wellhead thermometer 92 0 С;
-3''''-4'''': дебит по жидкости- 93 т/сут, обводненность –84 %, температура жидкости на устьевом термометре 103 0С;.-3''''-4'''': liquid flow rate - 93 t/day, water cut -84%, liquid temperature on the wellhead thermometer 103 0 С;.
Разработку месторождения продолжали, при этом повторяли вышеуказанные операции выбора скважин, достигших постоянных параметров эксплуатации или изменяющихся в пределах не более 8% в течение месяца эксплуатации, иницировали совместную закачку метана в данные скважины с концентрацией 0,5 м3 газа к 1 м3 пара.The development of the field was continued, while repeating the above operations for selecting wells that reached constant operating parameters or varying within no more than 8% during the month of operation, initiated a joint injection of methane into these wells with a concentration of 0.5 m 3 gas to 1 m 3 steam.
Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность разработки месторождения высоковязкой нефти или битума за счет увеличения нефтеотдачи пласта путем снижения вязкости нефти и повышения ее подвижности при растворении в ней газа, увеличить охват пласта разработкой за счет латерального расширения паровой камеры и соответственно увеличить коэффициент извлечения нефти, снизить материальные затраты на осуществление способа за счет снижения объемов вырабатываемого пара и частичной замены на газ, а также расширить технологические возможности способа разработки за счет использования попутно-добываемого газа – метана или СО2, образующегося в процессе выработки пара на котельных установках.The proposed method allows to increase the efficiency of the development of a high-viscosity oil or bitumen field by increasing the oil recovery of the reservoir by reducing the viscosity of oil and increasing its mobility when gas is dissolved in it, to increase the coverage of the reservoir by development due to the lateral expansion of the steam chamber and, accordingly, increase the oil recovery factor, reduce material costs on the implementation of the method by reducing the volume of generated steam and partial replacement with gas, as well as to expand the technological capabilities of the development method through the use of associated gas - methane or CO 2 formed in the process of steam generation at boiler plants.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2775633C1 true RU2775633C1 (en) | 2022-07-05 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2816142C1 (en) * | 2023-09-08 | 2024-03-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit using paired horizontal wells |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5273111A (en) * | 1991-07-03 | 1993-12-28 | Amoco Corporation | Laterally and vertically staggered horizontal well hydrocarbon recovery method |
| WO2013071434A1 (en) * | 2011-11-16 | 2013-05-23 | Fred Schneider | Method for initiating circulation for steam-assisted gravity drainage |
| RU2531963C1 (en) * | 2013-08-13 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development of thick oil or bitumen deposits |
| RU2625125C1 (en) * | 2016-06-11 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Excavation method of bituminic deposits with gas cap |
| RU2663532C1 (en) * | 2017-10-23 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity oil |
| RU2694317C1 (en) * | 2018-08-17 | 2019-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of completion and development of steam horizontal wells producing high-viscosity oil |
| RU2713682C1 (en) * | 2019-01-10 | 2020-02-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of a deposit of high-viscosity and ultra-viscous oil by thermal methods at a late stage of development |
| RU2728002C1 (en) * | 2019-11-29 | 2020-07-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Development method of high-viscosity oil and natural bitumen deposit |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5273111A (en) * | 1991-07-03 | 1993-12-28 | Amoco Corporation | Laterally and vertically staggered horizontal well hydrocarbon recovery method |
| WO2013071434A1 (en) * | 2011-11-16 | 2013-05-23 | Fred Schneider | Method for initiating circulation for steam-assisted gravity drainage |
| RU2531963C1 (en) * | 2013-08-13 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development of thick oil or bitumen deposits |
| RU2625125C1 (en) * | 2016-06-11 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Excavation method of bituminic deposits with gas cap |
| RU2663532C1 (en) * | 2017-10-23 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity oil |
| RU2694317C1 (en) * | 2018-08-17 | 2019-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of completion and development of steam horizontal wells producing high-viscosity oil |
| RU2713682C1 (en) * | 2019-01-10 | 2020-02-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of a deposit of high-viscosity and ultra-viscous oil by thermal methods at a late stage of development |
| RU2728002C1 (en) * | 2019-11-29 | 2020-07-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Development method of high-viscosity oil and natural bitumen deposit |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2816142C1 (en) * | 2023-09-08 | 2024-03-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit using paired horizontal wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8327936B2 (en) | In situ thermal process for recovering oil from oil sands | |
| RU2287677C1 (en) | Method for extracting oil-bitumen deposit | |
| US8387691B2 (en) | Low pressure recovery process for acceleration of in-situ bitumen recovery | |
| RU2531963C1 (en) | Development of thick oil or bitumen deposits | |
| CA2641294C (en) | Low pressure recovery process for acceleration of in-situ bitumen recovery | |
| RU2663532C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
| CA2847759C (en) | A method of enhancing resource recovery from subterranean reservoirs | |
| CA2762448C (en) | Improving recovery from a hydrocarbon reservoir | |
| RU2342522C1 (en) | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole | |
| JP2014502322A (en) | InSitu method for recovering methane gas from hydrate | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2673934C1 (en) | Method for developing reservoir of super-viscous oil by heat methods in late stage | |
| RU2509880C1 (en) | Development method of deposits of viscous oils and bitumens | |
| RU2775633C1 (en) | Method for developing a high-viscosity oil or bitumen field with gas injection | |
| RU2395676C1 (en) | Method of bitumen deposit development | |
| RU2434129C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposit | |
| WO2010084369A9 (en) | Method for extracting viscous petroleum crude from a reservoir | |
| RU2225942C1 (en) | Method for extraction of bituminous deposit | |
| RU2504646C1 (en) | Method of oil deposit development using flooding | |
| RU2712904C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit with gas cap | |
| RU2720725C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit | |
| RU2679423C1 (en) | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals | |
| RU2713682C1 (en) | Method of development of a deposit of high-viscosity and ultra-viscous oil by thermal methods at a late stage of development | |
| RU2795285C1 (en) | Method for developing superviscous oil deposits | |
| RU2680089C1 (en) | Superhigh viscosity oil with aquifers deposit development method |