RU2781983C1 - Method for developing high-viscosity and bituminous oil deposits - Google Patents

Method for developing high-viscosity and bituminous oil deposits Download PDF

Info

Publication number
RU2781983C1
RU2781983C1 RU2022105828A RU2022105828A RU2781983C1 RU 2781983 C1 RU2781983 C1 RU 2781983C1 RU 2022105828 A RU2022105828 A RU 2022105828A RU 2022105828 A RU2022105828 A RU 2022105828A RU 2781983 C1 RU2781983 C1 RU 2781983C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
mpa
pressure
temperature
steam
wells
Prior art date
Application number
RU2022105828A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Марат Инкилапович Амерханов
Нияз Анисович Аслямов
Марат Зуфарович Гарифуллин
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Application granted granted Critical
Publication of RU2781983C1 publication Critical patent/RU2781983C1/en

Links

Abstract

FIELD: oil industry.
SUBSTANCE: invention relates to the oil industry and can be used in the development of deposits of high-viscosity and bituminous oil. The method for developing a high-viscosity and bituminous oil field includes the construction of a horizontal production well and an injection well located above and parallel to the production well, creating a permeable zone between the wells by injecting a coolant - steam - into both wells, injecting steam into the injection well, withdrawing products from the production well. At the same time, changes in temperature and pressure at the intake of the deep-well pump are monitored. When the downhole pump reaches a pressure of 0.1 MPa and a temperature of 118°C and above, or a pressure of 0.2 MPa and a temperature of 131°C and above, or a pressure of 0.3 MPa and a temperature of 141°C and above, or a pressure of 0 .4 MPa and temperatures of 149°C and above, or pressures of 0.5 MPa and temperatures of 156°C and above, the dryness of the injected steam is reduced to 80-89%. When the downhole pump reaches a pressure of 0.1 MPa and a temperature of 107°C and below, or a pressure of 0.2 MPa and a temperature of 120°C and below, or a pressure of 0.3 MPa and a temperature of 130°C and below, or a pressure of 0 .4 MPa and temperatures of 138°C and below, or pressures of 0.5 MPa and temperatures of 145°C and below, the dryness of the injected steam is increased to 95-97%.
EFFECT: increasing the efficiency of developing paired horizontal wells by maintaining the rate of well heating, maintaining trouble-free operation of wells using the steam gravity method.
1 cl, 1 tbl, 4 ex

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of deposits of high-viscosity and bituminous oil.

Известен способ эксплуатации двухустьевой горизонтальной скважины (патент RU № 2159317, МПК Е 21 В 43/20, опубл. 20.11.2000 г.), включающий вскрытие продуктивного пласта, насыщенного высоковязкой нефтью или битумом, горизонтальным стволом и его крепление обсадной эксплуатационной колонной, оборудование устья, перфорацию и освоение скважины. После установки оборудования для отбора углеводородов на втором устье скважину осваивают и начинают добычу из устьев и при приближении контура заводнения к месту установки пакера внутритрубное пространство эксплуатационной колонны в интервале установки пакера перекрывают, например, полимерным тампоном, и устье, расположенное на стороне, противоположной направлению перемещения контура заводнения, используют для нагнетания жидкого или газообразного агента для поддержания пластового давления, а противоположное устье - для добычи углеводородовA known method of operating a double-headed horizontal well (patent RU No. 2159317, IPC E 21 B 43/20, publ. 20.11.2000), including the opening of a productive formation saturated with high-viscosity oil or bitumen, a horizontal wellbore and its fastening with a casing production string, equipment mouth, perforation and development of the well. After the installation of equipment for the extraction of hydrocarbons at the second wellhead, the well is developed and production from the wellheads is started, and when the waterflood contour approaches the packer installation site, the tubular space of the production string in the interval of the packer installation is blocked, for example, with a polymer plug, and the wellhead located on the side opposite to the direction of movement the waterflood circuit is used to inject a liquid or gaseous agent to maintain reservoir pressure, and the opposite wellhead is used to produce hydrocarbons

Известный способ обладает низкой эффективностью подъема вязких нефтей или битумов, так как характеризуется дискретным режимом подъема продукции, что связано с использованием естественной энергии пласта.The known method has a low lifting efficiency of viscous oils or bitumen, as it is characterized by a discrete mode of product lifting, which is associated with the use of the natural energy of the formation.

Также известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU № 2246001, МПК Е 21 В 43/24, опубл. 10.02.2005 г.), включающий бурение двухустьевой горизонтальной скважины, крепление ее эксплуатационной колонной, протаскиваемой с одного устья по стволу к другому совместно с пакерами для установки последних в кровле продуктивного пласта, подъем и подачу нефти в выкидную линию на одном из устьев скважины. Устьевые участки эксплуатационной колонны соединяют между собой наземным участком в виде дугообразного трубопровода с идентичным внутренним диаметром с образованием замкнутого канала, упомянутый наземный участок которого закрепляют на опорной раме приводного узла. Для этого в эксплуатационной колонне размещают дополнительную колонну, выполняющую функцию насосно-компрессорной трубы в подземной части и имеющую перфорационные каналы для сообщения с продуктивным пластом. В полости дополнительной колонны на равноудаленных расстояниях друг от друга устанавливают систему цилиндрических элементов, соединенных между собой посредством силовых тяг с формированием замкнутой тяговой системы. Участки подземной части колонны насосно-компрессорных труб от устьев скважины до границ перфорационного участка эксплуатационной колонны совместно с упомянутыми цилиндрическими элементами образуют поршневые насосные пары. В процессе эксплуатации осуществляют принудительное перемещение системы цилиндрических элементов с помощью приводного узла с непрерывным последовательным вытеснением нефти из колонны насосно-компрессорных труб посредством упомянутых выше поршневых насосных пар).Also known is a method of developing a deposit of high-viscosity oil or bitumen (patent RU No. 2246001, IPC E 21 B 43/24, publ. to the other, together with packers for installing the latter in the roof of the productive formation, lifting and supplying oil to the flow line at one of the wellheads. The wellhead sections of the production string are connected to each other by a ground section in the form of an arcuate pipeline with an identical inner diameter to form a closed channel, the said ground section of which is fixed on the support frame of the drive unit. To do this, an additional column is placed in the production string, which acts as a tubing in the underground part and has perforations for communication with the reservoir. In the cavity of the additional column at equidistant distances from each other, a system of cylindrical elements is installed, interconnected by means of power rods to form a closed traction system. Sections of the underground part of the tubing string from the wellhead to the boundaries of the perforation section of the production string, together with the said cylindrical elements, form piston pump pairs. During operation, the system of cylindrical elements is forced to move by means of a drive unit with continuous successive displacement of oil from the tubing string by means of the above-mentioned piston pump pairs).

Известный способ не позволяет разрабатывать залежь с высокой нефтеотдачей вследствие малого поступления высоковязких пластовых флюидов в скважину.The known method does not allow to develop a reservoir with high oil recovery due to the low flow of high-viscosity formation fluids into the well.

Наиболее близким является способ разработки нефтебитумной залежи (патент RU № 2287677, МПК Е 21 В 43/24, опубл. 20.11.2006 г.), включающий строительство горизонтальных двухустьевых добывающей скважины и располагаемой выше и параллельно добывающей нагнетательной скважины, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.The closest is the method of developing an oil-bitumen deposit (patent RU No. 2287677, IPC E 21 B 43/24, publ. 20.11.2006), including the construction of horizontal double-head production wells and a production injection well located above and in parallel, creating a permeable zone between wells due to the injection of water vapor into both wells, after the creation of a permeable zone, steam is supplied only to the injection two-head horizontal well, and production is taken from the production two-head horizontal well, while the degree of dryness of the injected steam alternates periodically, first steam is injected with a high degree of dryness until the injectivity of the injection well is increased of a double-headed horizontal well and the proportion of steam in the withdrawn production, and then steam of a small degree of dryness is injected, the volume of which is determined by the increase in injection pressure, which is maintained not exceeding the opening pressure of vertical fractures, and the production is taken along the production double-head horizontal well until the productive formation is completely depleted.

Недостатками данного способа являются высокие материальные и энергетические затраты на строительство двухустьевых горизонтальных скважин, связанные с необходимостью добуривания, обсаживания, цементирования и обустройства второго устья. Также в известном способе не указан диапазон степени сухости пара, в связи с чем достаточно сложно осуществить способ и достичь необходимого темпа прогрева и, как следствие, нефтеизвлечения.The disadvantages of this method are the high material and energy costs for the construction of two-headed horizontal wells associated with the need for additional drilling, casing, cementing and arrangement of the second wellhead. Also, in the known method, the range of the degree of steam dryness is not indicated, and therefore it is quite difficult to implement the method and achieve the required rate of heating and, as a result, oil recovery.

Техническими задачами являются повышение эффективности разработки парных горизонтальных скважин за счет сокращения удельных затрат на выработку пара, поддержания темпа прогрева скважин, поддержания безаварийной работы скважин парогравитационным методом.The technical objectives are to increase the efficiency of development of paired horizontal wells by reducing the unit costs of steam generation, maintaining the rate of well warm-up, maintaining trouble-free operation of wells using the steam gravity method.

Технические задачи решаются способом разработки месторождения высоковязкой и битумной нефти, включающим строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания теплоносителя - пара в обе скважины, закачку пара в нагнетательную скважину, отбор продукции из добывающей скважины.Technical problems are solved by the method of developing a field of high-viscosity and bituminous oil, including the construction of a horizontal production well and an injection well located above and parallel to the production well, the creation of a permeable zone between the wells by injecting a coolant - steam into both wells, injection of steam into an injection well, selection of products from production well.

Новым является то, что отслеживают изменения температуры и давления на приеме глубинного насоса, при достижении на приеме глубинного насоса давления 0,1 МПа и температуры 118°С и выше, или давления 0,2 МПа и температуры 131°С и выше, или давления 0,3 МПа и температуры 141°С и выше, или давления 0,4 МПа и температуры 149°С и выше, или давления 0,5 МПа и температуры 156°С и выше сухость закачиваемого пара снижают до 80-89 %, при достижении на приеме глубинного насоса давления 0,1 МПа и температуры 107°С и ниже, или давления 0,2 МПа и температуры 120°С и ниже, или давления 0,3 МПа и температуры 130°С и ниже, или давления 0,4 МПа и температуры 138°С и ниже, или давления 0,5 МПа и температуры 145°С и ниже сухость закачиваемого пара увеличивают до 95-97 %. What is new is that they monitor changes in temperature and pressure at the suction of the deep pump, when the pressure at the suction of the deep pump reaches 0.1 MPa and a temperature of 118°C and above, or a pressure of 0.2 MPa and a temperature of 131°C and above, or pressure 0.3 MPa and a temperature of 141°C and above, or a pressure of 0.4 MPa and a temperature of 149°C and above, or a pressure of 0.5 MPa and a temperature of 156°C and above, the dryness of the injected steam is reduced to 80-89%, at reaching at the suction of the deep pump a pressure of 0.1 MPa and a temperature of 107°C and below, or a pressure of 0.2 MPa and a temperature of 120°C and below, or a pressure of 0.3 MPa and a temperature of 130°C and below, or a pressure of 0, 4 MPa and temperatures of 138°C and below, or pressures of 0.5 MPa and temperatures of 145°C and below, the dryness of the injected steam is increased to 95-97%.

Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, осуществляют в следующей последовательности.The method for developing paired horizontal wells producing high-viscosity oil is carried out in the following sequence.

На месторождении высоковязкой нефти бурят пары горизонтальных скважин, а именно горизонтальных добывающих скважины и располагаемых выше и параллельно добывающим нагнетательные скважины. Добывающие скважины оснащают средствами контроля температуры и давления.In a high-viscosity oil field, pairs of horizontal wells are drilled, namely horizontal production wells and injection wells located above and parallel to the production wells. Production wells are equipped with temperature and pressure control devices.

Создают проницаемую зону между нагнетательной горизонтальной скважиной и добывающей горизонтальной скважиной за счет нагнетания теплоносителя - пара в обе скважины по колонне насосно-компрессорных труб с входного и выходного участков. Пар по трещинам поступает в зону между скважинами. Происходит ускоренный прогрев пласта. После снятия давления трещины смыкаются, охват пласта теплом увеличивается. После создания проницаемой зоны теплоноситель закачивают только в нагнетательную скважину.A permeable zone is created between the injection horizontal well and the production horizontal well by injecting the coolant - steam into both wells along the tubing string from the inlet and outlet sections. Steam enters the zone between wells through cracks. There is an accelerated heating of the formation. After the pressure is removed, the fractures close and the heat coverage of the formation increases. After creating a permeable zone, the coolant is pumped only into the injection well.

Отслеживают изменения термобарических условий - изменения температуры и давления на приеме глубинного насоса. При достижении критических значений верхней (при повышении температуры) и нижней (при снижении температуры) границ температур на приеме глубинного насоса при определенных значениях давления изменяют сухость пара. Критические значения верхней и нижней границы температур определены исходя из допустимых значений верхней границы температуры на приеме глубинного насоса - Т1 и нижней границы температуры - Т2 на приеме глубинного насоса (см. таблицу).Changes in thermobaric conditions are monitored - changes in temperature and pressure at the intake of the deep pump. Upon reaching the critical values of the upper (with an increase in temperature) and lower (with a decrease in temperature) temperature limits at the inlet of a deep-well pump at certain pressure values, the dryness of the steam is changed. The critical values of the upper and lower temperature limits are determined based on the permissible values of the upper temperature limit at the inlet of the deep pump - T1 and the lower temperature limit - T2 at the inlet of the deep pump (see table).

При достижении на приеме глубинного насоса давления 0,1 МПа и температуры 118°С и выше, или давления 0,2 МПа и температуры 131°С и выше, или давления 0,3 МПа и температуры 141°С и выше, или давления 0,4 МПа и температуры 149°С и выше, или давления 0,5 МПа и температуры 156°С и выше сухость закачиваемого пара снижают до 80-89 %.When the downhole pump reaches a pressure of 0.1 MPa and a temperature of 118°C or more, or a pressure of 0.2 MPa and a temperature of 131°C or more, or a pressure of 0.3 MPa and a temperature of 141°C or more, or a pressure of 0 .4 MPa and temperatures of 149°C and above, or pressures of 0.5 MPa and temperatures of 156°C and above, the dryness of the injected steam is reduced to 80-89%.

При достижении на приеме глубинного насоса давления 0,1 МПа и температуры 107°С и ниже, или давления 0,2 МПа и температуры 120°С и ниже, или давления 0,3 МПа и температуры 130°С и ниже, или давления 0,4 МПа и температуры 138°С и ниже, или давления 0,5 МПа и температуры 145°С и ниже сухость закачиваемого пара увеличивают до 95-97 %. When the downhole pump reaches a pressure of 0.1 MPa and a temperature of 107°C and below, or a pressure of 0.2 MPa and a temperature of 120°C and below, or a pressure of 0.3 MPa and a temperature of 130°C and below, or a pressure of 0 .4 MPa and temperatures of 138°C and below, or pressures of 0.5 MPa and temperatures of 145°C and below, the dryness of the injected steam is increased to 95-97%.

Таблица. Интервалы верхней и нижней границ температур на приеме глубинного насоса.Table. Intervals of the upper and lower temperature limits at the intake of the deep-well pump.

Р - давление на приеме глубинного насоса, МПаP - pressure at the intake of the deep pump, MPa Т1 - верхняя граница температуры на приеме глубинного насоса, °CT1 - upper temperature limit at the intake of the deep pump, °C Т2 - нижняя граница температуры на приеме глубинного насоса, °CT2 - lower temperature limit at the intake of the deep pump, °C 0,10.1 120,23120.23 105,23105.23 0,20.2 133,54133.54 118,54118.54 0,30.3 143,62143.62 128,62128.62 0,40.4 151,84151.84 136,84136.84 0,50.5 158,84158.84 143,84143.84

Повышение температуры на приеме глубинного насоса и приближение ее к верхней границе температуры на приеме глубинного насоса указывает на то, что граница паровой камеры приближается к добывающей скважине, что, в свою очередь, приводит к выходу из строя насоса, прорыву пара и непроизводительной потере тепла. Поэтому сухость закачиваемого пара снижают до 80-89 % (например, со степени сухости пара 95-97 % снижают до значения 80-89 %). Снижение температуры на приеме глубинного насоса и приближение ее к нижней границе температуры на приеме глубинного насоса указывает на то, что граница паровой камеры отдаляется от добывающей скважины, приближаясь к нагнетательной скважине, что, в свою очередь, приводит к обводнению скважины, конденсации паровой камеры и снижению добычи нефти сухость закачиваемого пара увеличивают до 95-97 % (например, со степени сухости пара 80-89 % увеличивают до значения 95-97 %).An increase in the temperature at the downhole pump intake and its approach to the upper temperature limit at the intake of the downhole pump indicates that the boundary of the steam chamber is approaching the production well, which, in turn, leads to pump failure, steam breakthrough and unproductive heat loss. Therefore, the dryness of the injected steam is reduced to 80-89% (for example, from the degree of steam dryness of 95-97%, it is reduced to a value of 80-89%). A decrease in temperature at the downhole pump intake and its approach to the lower temperature limit at the downhole pump intake indicates that the steam chamber boundary is moving away from the production well, approaching the injection well, which, in turn, leads to watering the well, condensation of the steam chamber and to reduce oil production, the dryness of the injected steam is increased to 95-97% (for example, from the degree of steam dryness of 80-89%, it is increased to 95-97%).

Примеры практического применения.Examples of practical application.

Пример 1.Example 1

На Ашальчинском месторождении залежей битума, находящемся на глубине 90 м, расположены неоднородные пласты 4 толщиной 20-30 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 960 кг/м3, вязкостью 22000 Па, произвели бурение по рядной сетке паронагнетательных горизонтальных скважин и расположенной ниже добывающих скважин, оснастили добывающие скважины средствами контроля температуры и давления. На начальном этапе создали проницаемую зону между скважинами путем нагнетания теплоносителя, пара сухостью 95 % в обе скважины в объеме 80 т/сут на протяжении 2 месяцев, причем после создания проницаемой зоны закачивали пар только в нагнетательную скважину в объеме 80 т/сут, а из добывающей скважины производили отбор продукции. После эксплуатации скважины на протяжении 8 месяцев термобарические условия на приеме насоса достигли 131°С при давлении 0,2 МПа, что указывало приближение границы паровой камеры к добывающей скважине. Для уменьшения температуры в паровой камере и поддержания уровней добычи жидкости и нефти, сухость закачиваемого пара уменьшили с 95 % до 80 %. Данные мероприятия позволили избежать выход из строя глубинного насоса, прорыв пара и непроизводительную потерю тепла, а также избежать потери в добыче жидкости и нефти на 20%.At the Ashalchinskoye bitumen deposit, located at a depth of 90 m, there are heterogeneous layers 4 with a thickness of 20-30 m, formation temperature of 8 ° C, pressure of 0.5 MPa, oil saturation of 0.7 units, porosity of 30%, permeability of 2, 65 µm2, density of bitumen in reservoir conditions 960 kg/m3, viscosity 22000 Pa, drilling was carried out along the in-line grid of horizontal steam injection wells and located below production wells, equipped production wells with temperature and pressure control devices. At the initial stage, a permeable zone was created between the wells by injecting a coolant, steam with a dryness of 95% into both wells in a volume of 80 t/day for 2 months, and after the creation of the permeable zone, steam was pumped only into the injection well in a volume of 80 t/day, and from production well produced a selection of products. After operating the well for 8 months, the thermobaric conditions at the pump intake reached 131°C at a pressure of 0.2 MPa, which indicated that the boundary of the steam chamber was approaching the production well. To reduce the temperature in the steam chamber and maintain liquid and oil production levels, the dryness of the injected steam was reduced from 95% to 80%. These measures made it possible to avoid failure of the downhole pump, steam breakthrough and unproductive heat loss, as well as to avoid the loss of liquid and oil production by 20%.

Пример 2.Example 2

На Ашальчинском месторождении залежей битума, находящемся на глубине 90 м, расположены неоднородные пласты 4 толщиной 20-30 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 960 кг/м3, вязкостью 22000 мПа, произвели бурение по рядной сетке паронагнетательных горизонтальных скважин и расположенной ниже добывающих скважин, оснастили добывающие скважины средствами контроля температуры и давления. На начальном этапе создали проницаемую зону между скважинами путем нагнетания теплоносителя, пара сухостью 96% в обе скважины в объеме 80 т/сут на протяжении 2 месяцев, причем после создания проницаемой зоны закачивали пар только в нагнетательную скважину в объеме 80 т/сут, а из добывающей скважины производили отбор продукции. После эксплуатации скважины на протяжении 8 месяцев термобарические условия на приеме насоса достигли 118°С при давлении 0,1 МПа, указывающую на то, что граница паровой камеры приближается к добывающей скважине. Для уменьшения температуры в паровой камере и поддержания уровней добычи жидкости и нефти, сухость закачиваемого пара уменьшили с 96 % до 85 %. Данные мероприятия позволили избежать выход из строя глубинного насоса, прорыв пара и непроизводительную потерю тепла, а также избежать потери в добыче жидкости и нефти на 15 %.At the Ashalchinskoye bitumen deposit, located at a depth of 90 m, there are heterogeneous layers 4 with a thickness of 20-30 m, formation temperature of 8 ° C, pressure of 0.5 MPa, oil saturation of 0.7 units, porosity of 30%, permeability of 2, 65 µm2, bitumen density in reservoir conditions 960 kg/m3, viscosity 22,000 MPa, drilling was carried out along the in-line grid of horizontal steam injection wells and located below the production wells, the production wells were equipped with temperature and pressure control devices. At the initial stage, a permeable zone was created between the wells by injecting a coolant, steam with a dryness of 96% into both wells in a volume of 80 t/day for 2 months, and after the creation of the permeable zone, steam was pumped only into the injection well in a volume of 80 t/day, and from production well produced a selection of products. After operating the well for 8 months, the thermobaric conditions at the pump intake reached 118°C at a pressure of 0.1 MPa, indicating that the boundary of the steam chamber is approaching the production well. To reduce the temperature in the steam chamber and maintain liquid and oil production levels, the dryness of the injected steam was reduced from 96% to 85%. These measures made it possible to avoid failure of the downhole pump, steam breakthrough and unproductive heat loss, as well as to avoid loss of liquid and oil production by 15%.

Пример 3.Example 3

На Ашальчинском месторождении залежей битума, находящемся на глубине 90 м, расположены неоднородные пласты 4 толщиной 20-30 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 960 кг/м3, вязкостью 22000 мПа, произвели бурение по рядной сетке паронагнетательных горизонтальных скважин и расположенной ниже добывающих скважин, оснастили добывающие скважины средствами контроля температуры и давления. На начальном этапе создали проницаемую зону между скважинами путем нагнетания теплоносителя, пара сухостью 97% в обе скважины в объеме 80 т/сут на протяжении 2 месяцев, причем после создания проницаемой зоны закачивали пар только в нагнетательную скважину в объеме 80 т/сут, а из добывающей скважины производили отбор продукции. После эксплуатации скважины на протяжении 8 месяцев термобарические условия на приеме насоса достигли 119°С при давлении 0,1 МПа, указывающую на то, что граница паровой камеры приближается к добывающей скважине. Для уменьшения температуры в паровой камере, сухость закачиваемого пара уменьшили с 97 % до 89 %. Далее после эксплуатации последующих 6 месяцев термобарические условия на приеме насоса достигли 106°С при давлении 0,1 МПа, указывающую на то, что граница паровой камеры отдаляется от добывающей скважины. При этом обводненность продукции выросла до 98 %. Для уменьшения обводненности добываемой жидкости, сухость закачиваемого пара увеличили с 89 % до 95 %. Данное мероприятие позволило увеличить дебит нефти на 30 %.At the Ashalchinskoye bitumen deposit, located at a depth of 90 m, there are heterogeneous layers 4 with a thickness of 20-30 m, formation temperature of 8 ° C, pressure of 0.5 MPa, oil saturation of 0.7 units, porosity of 30%, permeability of 2, 65 µm2, bitumen density in reservoir conditions 960 kg/m3, viscosity 22,000 MPa, drilling was carried out along the in-line grid of horizontal steam injection wells and located below the production wells, the production wells were equipped with temperature and pressure control devices. At the initial stage, a permeable zone was created between the wells by injecting a coolant, steam with a dryness of 97% into both wells in a volume of 80 t/day for 2 months, and after the creation of the permeable zone, steam was pumped only into the injection well in a volume of 80 t/day, and from production well produced a selection of products. After operating the well for 8 months, the thermobaric conditions at the pump intake reached 119°C at a pressure of 0.1 MPa, indicating that the boundary of the steam chamber is approaching the production well. To reduce the temperature in the steam chamber, the dryness of the injected steam was reduced from 97% to 89%. Further, after the operation of the next 6 months, the thermobaric conditions at the pump intake reached 106°C at a pressure of 0.1 MPa, indicating that the boundary of the steam chamber is moving away from the production well. At the same time, the water cut of the products increased to 98%. To reduce the water cut of the produced fluid, the dryness of the injected steam was increased from 89% to 95%. This measure made it possible to increase the oil production rate by 30%.

Пример 4.Example 4

На Ашальчинском месторождении залежей битума, находящемся на глубине 90 м, расположены неоднородные пласты 4 толщиной 20-30 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 960 кг/м3, вязкостью 22000 мПа, произвели бурение по рядной сетке паронагнетательных горизонтальных скважин и расположенной ниже добывающих скважин, оснастили добывающие скважины средствами контроля температуры и давления. На начальном этапе создали проницаемую зону между скважинами путем нагнетания теплоносителя, пара сухостью 97% в обе скважины в объеме 80 т/сут на протяжении 2 месяцев, причем после создания проницаемой зоны закачивали пар только в нагнетательную скважину в объеме 80 т/сут, а из добывающей скважины производили отбор продукции. После эксплуатации скважины на протяжении 8 месяцев термобарические условия на приеме насоса достигли 142°С при давлении 0,3 МПа, указывающую на то, что граница паровой камеры приближается к добывающей скважине. Для уменьшения температуры в паровой камере, сухость закачиваемого пара уменьшили с 97 % до 85 %. Далее после эксплуатации последующих 6 месяцев термобарические условия на приеме насоса достигли 130°С при давлении 0,3 МПа, указывающую на то, что граница паровой камеры отдаляется от добывающей скважины. При этом обводненность продукции выросла до 98 %. Для уменьшения обводненности добываемой жидкости, сухость закачиваемого пара увеличили с 85 % до 97 %. Данное мероприятие позволило увеличить дебит нефти на 18 %.At the Ashalchinskoye bitumen deposit, located at a depth of 90 m, there are heterogeneous layers 4 with a thickness of 20-30 m, formation temperature of 8 ° C, pressure of 0.5 MPa, oil saturation of 0.7 units, porosity of 30%, permeability of 2, 65 µm2, bitumen density in reservoir conditions 960 kg/m3, viscosity 22,000 MPa, drilling was carried out along the in-line grid of horizontal steam injection wells and located below the production wells, the production wells were equipped with temperature and pressure control devices. At the initial stage, a permeable zone was created between the wells by injecting a coolant, steam with a dryness of 97% into both wells in a volume of 80 t/day for 2 months, and after the creation of the permeable zone, steam was pumped only into the injection well in a volume of 80 t/day, and from production well produced a selection of products. After operating the well for 8 months, the thermobaric conditions at the pump intake reached 142°C at a pressure of 0.3 MPa, indicating that the boundary of the steam chamber is approaching the production well. To reduce the temperature in the steam chamber, the dryness of the injected steam was reduced from 97% to 85%. Further, after the operation of the next 6 months, the thermobaric conditions at the pump intake reached 130°C at a pressure of 0.3 MPa, indicating that the boundary of the steam chamber is moving away from the production well. At the same time, the water cut of the products increased to 98%. To reduce the water cut of the produced fluid, the dryness of the injected steam was increased from 85% to 97%. This measure made it possible to increase the oil production rate by 18%.

Предлагаемый способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяет повысить эффективность разработки парных горизонтальных скважин за счет поддержания темпа прогрева скважин, сокращения удельных затрат на выработку пара, поддержания безаварийной работы скважин парогравитационным методом.The proposed method for developing paired horizontal wells producing high-viscosity oil makes it possible to increase the efficiency of developing paired horizontal wells by maintaining the rate of well heating, reducing unit costs for steam generation, and maintaining trouble-free operation of wells using the steam gravity method.

Claims (1)

Способ разработки месторождения высоковязкой и битумной нефти, включающий строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания теплоносителя - пара - в обе скважины, закачку пара в нагнетательную скважину, отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что отслеживают изменения температуры и давления на приеме глубинного насоса, при достижении на приеме глубинного насоса давления 0,1 МПа и температуры 118°С и выше, или давления 0,2 МПа и температуры 131°С и выше, или давления 0,3 МПа и температуры 141°С и выше, или давления 0,4 МПа и температуры 149°С и выше, или давления 0,5 МПа и температуры 156°С и выше сухость закачиваемого пара снижают до 80-89%, при достижении на приеме глубинного насоса давления 0,1 МПа и температуры 107°С и ниже, или давления 0,2 МПа и температуры 120°С и ниже, или давления 0,3 МПа и температуры 130°С и ниже, или давления 0,4 МПа и температуры 138°С и ниже, или давления 0,5 МПа и температуры 145°С и ниже сухость закачиваемого пара увеличивают до 95-97%.A method for developing a high-viscosity and bituminous oil field, including the construction of a horizontal production well and an injection well located above and parallel to the production well, creating a permeable zone between the wells by injecting a coolant - steam - into both wells, injecting steam into the injection well, withdrawing products from the production well , characterized in that they monitor changes in temperature and pressure at the intake of the deep pump, when the pressure at the intake of the deep pump reaches 0.1 MPa and a temperature of 118 ° C and above, or a pressure of 0.2 MPa and a temperature of 131 ° C and above, or pressure 0.3 MPa and a temperature of 141°C and above, or a pressure of 0.4 MPa and a temperature of 149°C and above, or a pressure of 0.5 MPa and a temperature of 156°C and above, the dryness of the injected steam is reduced to 80-89%, at reaching a pressure of 0.1 MPa and a temperature of 107°C and below at the suction of the deep pump, or a pressure of 0.2 MPa and a temperature of 120°C and below, or a pressure of 0.3 MPa and a temperature of 130°C and below, or pressure 0.4 MPa and a temperature of 138°C and below, or a pressure of 0.5 MPa and a temperature of 145°C and below, the dryness of the injected steam is increased to 95-97%.
RU2022105828A 2022-03-04 Method for developing high-viscosity and bituminous oil deposits RU2781983C1 (en)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2781983C1 true RU2781983C1 (en) 2022-10-21

Family

ID=

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2287677C1 (en) * 2005-12-16 2006-11-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for extracting oil-bitumen deposit
RU2295030C1 (en) * 2006-05-26 2007-03-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen
WO2014026515A1 (en) * 2012-08-13 2014-02-20 胜利油田三力石油技术开发有限公司 Method and apparatus for improving steam dryness of steam injection boiler
RU2534306C1 (en) * 2013-10-04 2014-11-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of oil deposit development by thermal and water-gas simulation
RU2689102C2 (en) * 2017-10-13 2019-05-23 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity oil deposit

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2287677C1 (en) * 2005-12-16 2006-11-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for extracting oil-bitumen deposit
RU2295030C1 (en) * 2006-05-26 2007-03-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen
WO2014026515A1 (en) * 2012-08-13 2014-02-20 胜利油田三力石油技术开发有限公司 Method and apparatus for improving steam dryness of steam injection boiler
RU2534306C1 (en) * 2013-10-04 2014-11-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of oil deposit development by thermal and water-gas simulation
RU2689102C2 (en) * 2017-10-13 2019-05-23 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity oil deposit

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2287677C1 (en) Method for extracting oil-bitumen deposit
US10024148B2 (en) Hydrocarbon recovery process exploiting multiple induced fractures
RU2295030C1 (en) Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen
RU2328590C1 (en) Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants
RU2455475C1 (en) Method of development of high-viscosity oil fields with strata of small thickness by way of cyclic injection of solvent and steam into single inclined wells
RU2442883C1 (en) Method for development of high-viscosity oil reserves
RU2407884C1 (en) Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction
RU2582251C1 (en) Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen
RU2582529C1 (en) Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen
RU2387819C1 (en) Method to develop sticky oil and bitumen accumulation
RU2434127C1 (en) Procedure for development of heavy oil or bitumen deposit
RU2211318C2 (en) Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation
RU2433254C1 (en) Method of oil filed development
RU2439298C1 (en) Method of development of massive oil field with laminar irregularities
RU2339807C1 (en) Method of extraction of heavy and high viscous hydrocarbons from undeground deposits
RU2781983C1 (en) Method for developing high-viscosity and bituminous oil deposits
RU2287679C1 (en) Method for extracting deposit of high viscosity oil or bitumen
EA012022B1 (en) Method for developing hydrocarbon accumulations
RU2584467C1 (en) Method of developing high-viscosity oil field
RU2412343C1 (en) Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production
RU2287678C1 (en) Method for extracting heterogeneous oil-bitumen deposit
RU2595032C1 (en) Downhole pump unit for production of bituminous oil
RU2339808C1 (en) Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit
RU2693055C1 (en) Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones
RU2690588C2 (en) Method of super-viscous oil field development