RU2803344C1 - Method for developing superviscous oil deposits - Google Patents
Method for developing superviscous oil deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2803344C1 RU2803344C1 RU2023110030A RU2023110030A RU2803344C1 RU 2803344 C1 RU2803344 C1 RU 2803344C1 RU 2023110030 A RU2023110030 A RU 2023110030A RU 2023110030 A RU2023110030 A RU 2023110030A RU 2803344 C1 RU2803344 C1 RU 2803344C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- saturated
- vertical well
- drilling
- horizontal
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке залежей высоковязкой нефти или битумов с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м при тепловом воздействии горизонтальными скважинами.The invention relates to the oil industry, in particular to the development of deposits of high-viscosity oil or bitumen with an oil-saturated thickness of less than 10 m under thermal influence of horizontal wells.
Известен способ разработки месторождений высоковязкой нефти (патент RU № 2363839, МПК Е21В 43/24, 7/04, 43/10, опубл. 10.08.2009, бюл. № 22), плотность которой ниже плотности теплоносителя, включающий бурение основного ствола скважины, из которой производят бурение бокового горизонтального ствола, спуск в него перфорированной колонны, спуск насосно-компрессорных труб в основной ствол скважины, установку ниже интервала зарезки бокового горизонтального ствола пакера, который герметизирует пространство между насосно-компрессорной трубой и основной скважиной, закачку теплоносителя по одному стволу и отбор высоковязкой нефти или битума из другого ствола скважины, причем перед установкой пакера в нижнюю необсаженную часть основного ствола скважины спускают на колонне труб отклонитель, который ориентируют выходным отверстием в направлении бокового горизонтального ствола и ниже его в пределах этого же продуктивного пласта, после чего при помощи гибкой трубы с гидромониторной насадкой формируют горизонтальный участок, размещенный под боковым горизонтальным стволом, после чего гибкую трубу и колонну труб с отклонителем извлекают из скважины, после установки пакера, но перед спуском насосно-компрессорных труб, их оснащают трубчатым фильтром и расположенными выше ниппелем с отклонителем, оснащенным окном, выполненным в стенке насосно-компрессорных труб выше ниппеля, и обводным каналом, вход которого сообщен с надклиновым пространством колонны насосно-компрессорных труб, а выход - с подниппельным пространством колонны насосно-компрессорных труб, после чего колонну насосно-компрессорных труб спускают в основной ствол скважины до герметичного взаимодействия ниппеля с пакером с размещением трубчатого фильтра напротив горизонтального участка и расположением окна напротив интервала зарезки бокового горизонтального ствола пакера, затем перфорированную колонну на технологической колонне труб с дополнительным пакером спускают через колонну насосно-компрессорных труб, отклонитель и окно в боковой горизонтальный ствол до размещения перфорированной колонны труб в ее горизонтальном участке, после чего дополнительный пакер устанавливают между насосно-компрессорными трубами и технологической колонной труб выше окна, но ниже входа обводного канала, закачку теплоносителя в основной ствол скважины осуществляют по межтрубному пространству насосно-компрессорных труб и колонны технологических труб, обводному каналу, подниппельному пространству колонны насосно-компрессорных труб и фильтру, а отбор - из бокового горизонтального ствола через перфорированную колонну по технологической колонне труб.There is a known method for developing high-viscosity oil deposits (patent RU No. 2363839, MPK E21B 43/24, 7/04, 43/10, publ. 08/10/2009, bulletin No. 22), the density of which is lower than the density of the coolant, including drilling the main wellbore, from which a horizontal lateral wellbore is drilled, a perforated string is lowered into it, tubing is lowered into the main wellbore, a packer is installed below the horizontal lateral borehole kickoff interval, which seals the space between the tubing and the main well, coolant is pumped through one borehole and selecting high-viscosity oil or bitumen from another wellbore, and before installing the packer in the lower open part of the main wellbore, a whipstock is lowered on a pipe string, which is oriented with the outlet hole in the direction of the horizontal sidebore and below it within the same productive formation, after which using a flexible pipe with a jet nozzle, a horizontal section is formed, located under a horizontal side well, after which the flexible pipe and pipe string with a whipstock are removed from the well, after installing the packer, but before lowering the tubing, they are equipped with a tubular filter and a nipple located above a diverter equipped with a window made in the wall of the tubing above the nipple, and a bypass channel, the inlet of which is connected with the supra-wedge space of the tubing string, and the outlet with the sub-nipple space of the tubing string, after which the tubing string lowered into the main wellbore until the nipple interacts tightly with the packer, placing a tubular filter opposite the horizontal section and positioning the window opposite the kickoff interval of the horizontal side hole of the packer, then the perforated string on the process pipe string with an additional packer is lowered through the tubing string, whipstock and window into the side horizontal wellbore until the perforated pipe string is placed in its horizontal section, after which an additional packer is installed between the tubing and the technological pipe string above the window, but below the entrance of the bypass channel, the coolant is pumped into the main wellbore through the annulus of the tubing pipes and process pipe string, bypass channel, sub-nipple space of the tubing string and filter, and selection is from a horizontal sidebore through a perforated column along the process pipe string.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- недостаточная эффективность при применении парогравитационного метода добычи сверхвязкой нефти, так как закачка теплоносителя производится в подошвенную часть пласта, а добыча продукции - из верхней части;- insufficient efficiency when using the steam-gravity method for extracting super-viscous oil, since the coolant is pumped into the bottom part of the formation, and production is produced from the top part;
- низкая эффективность охвата разработкой участка залежи за счет бурения только одного бокового ствола.- low efficiency of development coverage of a deposit area due to drilling only one sidetrack.
Наиболее близким является способ разработки высоковязких нефтей или битума (патент RU № 2289685, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.06.1996, бюл. № 36), включающий бурение вертикальной скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны, ее перфорирование, спуск насосно-компрессорных труб, закачку теплоносителя и отбор высоковязкой нефти или битума, после бурения вертикальной скважины производят исследование коллекторских и тепловых свойств вскрытых бурением пластов, выделяют битумонасыщенные и водонасыщенные пропластки, после чего из вертикальной скважины производят бурение бокового горизонтального ствола так, чтобы он вскрыл промежуточный водоносный пропласток в разрезе битумного пласта - на половину распространения локального водоносного пропластка, боковой ствол цементируют до верхнего битуминозного пропластка, затем в боковой ствол спускают перфорированную обсадную колонну, причем перфорирование проводят так, что число перфорационных отверстий увеличивают по мере удаления от вертикального ствола скважины, а вертикальный ствол скважины перфорируют в зонах, вскрытых бурением битуминозных пропластков, насосно-компрессорные трубы спускают в вертикальную скважину с пакером, который устанавливают ниже интервала зарезки бокового ствола, закачку теплоносителя производят в боковой горизонтальный ствол, а отбор высоковязкой нефти или битума - по вертикальному стволу, при этом после выработки продуктивной зоны между вертикальным и боковым горизонтальным стволом в боковой горизонтальный ствол последовательно закачивают оторочку полиакриламида в объеме 0,1 от объема прогретой продуктивной зоны и воды, причем воду закачивают до появления полиакриламида в вертикальном стволе скважины, после чего возобновляют закачку теплоносителя в боковой горизонтальный ствол, производят добычу высоковязкой нефти или битума, затем переходят к закачке теплоносителя через вертикальный ствол скважины и боковой горизонтальный ствол для обеспечения добычи высоковязкой нефти или битума в соседних добывающих скважинах.The closest is the method for developing high-viscosity oils or bitumen (patent RU No. 2289685, MPK E21B 43/24, published June 27, 1996, Bulletin No. 36), including drilling a vertical well, lowering and cementing the production casing, perforating it, lowering the pumping compressor pipes, injection of coolant and selection of high-viscosity oil or bitumen, after drilling a vertical well, the reservoir and thermal properties of the formations exposed by drilling are studied, bitumen-saturated and water-saturated layers are isolated, after which a horizontal lateral trunk is drilled from the vertical well so that it reveals an intermediate aquifer layer in the context of a bituminous formation - half the extent of the local aquifer, the sidebore is cemented to the upper bituminous interlayer, then a perforated casing is lowered into the sidebore, and perforation is carried out in such a way that the number of perforations increases with distance from the vertical wellbore, and the vertical wellbore wells are perforated in zones exposed by drilling bituminous layers, tubing pipes are lowered into a vertical well with a packer, which is installed below the sidetracking interval, coolant is pumped into a horizontal lateral wellbore, and high-viscosity oil or bitumen is withdrawn through a vertical wellbore, while after the productive zone has been developed between the vertical and horizontal lateral wellbore, a slug of polyacrylamide is sequentially pumped into the horizontal lateral wellbore in a volume of 0.1 of the volume of the heated productive zone and water, and water is pumped until polyacrylamide appears in the vertical wellbore, after which the coolant injection into the horizontal lateral wellbore is resumed wellbore, produce high-viscosity oil or bitumen, then proceed to pumping coolant through a vertical wellbore and a horizontal lateral wellbore to ensure the production of high-viscosity oil or bitumen in adjacent production wells.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- большие тепловые потери при закачке теплоносителя, обусловленные большим сечением кольцевого пространства, по которому закачивается теплоноситель, и непосредственным контактом теплоносителя со стенками скважины, за которыми находится цементное кольцо, что ведет к нагреванию последнего и, как следствие, поглощению тепла, кроме того, при нагревании цементного кольца за обсадной колонной ухудшается качество сцепления цементного кольца с обсадной колонной, что может впоследствии привести к заколонным перетокам;- large heat losses when pumping coolant, due to the large cross-section of the annular space through which the coolant is pumped, and the direct contact of the coolant with the walls of the well, behind which there is a cement ring, which leads to heating of the latter and, as a consequence, heat absorption, in addition, when heating the cement ring behind the casing deteriorates the quality of adhesion of the cement ring to the casing, which can subsequently lead to behind-the-casing flows;
- не учтено условие по повышению перепада давления (депрессии) между забойным (в стволе скважины) и пластовым (в прилегающей к скважине “призабойной” части месторождения), что снижает гравитационный сток и соответственно дебит добываемой продукции скважин. - the condition for increasing the pressure drop (depression) between the downhole (in the wellbore) and the reservoir (in the “bottom-hole” part of the field adjacent to the well) is not taken into account, which reduces the gravitational flow and, accordingly, the production rate of the wells.
Технической задачей является повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти за счет увеличения охвата разработкой залежи.The technical challenge is to increase the efficiency of development of super-viscous oil deposits by increasing the development coverage of the deposit.
Техническая задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим бурение вертикальной скважины, исследование фильтрационно-емкостных свойств вскрытых бурением пластов, выделение битумонасыщенных и водонасыщенных пропластков, бурение из вертикальной скважины боковых горизонтальных стволов.The technical problem is solved by a method for developing a super-viscous oil deposit, including drilling a vertical well, studying the filtration and reservoir properties of the formations exposed by drilling, isolating bitumen-saturated and water-saturated layers, drilling horizontal lateral trunks from a vertical well.
Новым является то, что после выделения водонасыщенных и нефтенасыщенных пропластков определяют уровень водонефтяного контакта - ВНК, после этого в вертикальную скважину спускают колонну труб до глубины на 10 м ниже ВНК и производят ее цементирование с образованием искусственного забоя, далее производят установку клина-отклонителя в направлении бурения боковых стволов, вырезают окно, производят бурение от 2 до 4 боковых горизонтальных стволов длиной 50-100 м, причем таким образом, чтобы нижние точки боковых горизонтальных стволов располагались на расстоянии не менее 2 м от ВНК, а забои боковых горизонтальных стволов находились на 2-4 м выше нижних точек боковых горизонтальных стволов, затем в скважину до искусственного забоя спускают с предварительно установленными на верхнем и нижнем концах узлами герметизации колонну труб в составе с фильтровой колонной длиной 3 м до установки фильтровой колонны напротив интервала зарезки боковых горизонтальных стволов, после этого в вертикальную скважину закачивают пар интенсивностью, не превышающей 30 т/сут, в течение 50 дней, далее останавливают закачку пара на термокапиллярную пропитку продолжительностью 20 дней, спускают насос на глубину выше искусственного забоя вертикальной скважины на 3 м и отбирают жидкость до снижения температуры добываемой жидкости ниже 40 °С, далее цикл закачки и отбора повторяют.What is new is that after identifying water-saturated and oil-saturated layers, the level of the water-oil contact - OWC is determined, after which a pipe string is lowered into a vertical well to a depth of 10 m below the OWC and it is cemented to form an artificial bottom, then a whipstock is installed in the direction drilling lateral trunks, cut out a window, drill from 2 to 4 lateral horizontal trunks 50-100 m long, and in such a way that the lower points of the lateral horizontal trunks are located at a distance of at least 2 m from the OWC, and the bottoms of the lateral horizontal trunks are at 2 -4 m above the lower points of the horizontal lateral trunks, then a pipe column with a filter column 3 m long is lowered into the well to the artificial bottom with sealing units pre-installed at the upper and lower ends, until the filter column is installed opposite the kickoff interval of the horizontal lateral trunks, after which steam is pumped into a vertical well at an intensity not exceeding 30 tons/day for 50 days, then steam injection is stopped for thermocapillary impregnation for 20 days, the pump is lowered to a depth of 3 m above the artificial bottom of the vertical well and the liquid is withdrawn until the temperature of the produced liquid decreases below 40 °C, then the injection and withdrawal cycle is repeated.
На фиг. представлена схема осуществления предлагаемого способа.In fig. A diagram of the implementation of the proposed method is presented.
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти осуществляют следующим образом.The method for developing super-viscous oil deposits is carried out as follows.
На участке залежи сверхвязкой нефти 1 с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м бурят вертикальную скважину 2, производят исследование фильтрационно-емкостных свойств вскрытых бурением пластов, производят выделение битумонасыщенных и водонасыщенных пропластков, определяют нефтенасыщенность.In an area of super-viscous oil deposit 1 with an oil-saturated thickness of less than 10 m, a vertical well 2 is drilled, the filtration and reservoir properties of the formations exposed by drilling are studied, bitumen-saturated and water-saturated layers are isolated, and oil saturation is determined.
После выделения водонасыщенных и нефтенасыщенных пропластков определяют уровень водонефтяного контакта - ВНК 3 (выделяют ВНК) залежи 1. После этого в вертикальную скважину 2 производят спуск колонны труб 4, например, диаметром 168 мм, до глубины на 10 м ниже ВНК 3 и производят ее цементирование с образованием искусственного забоя. Далее производят установку клина-отклонителя (на фиг. не показано) в направлении бурения боковых стволов 5 и 5'. Вырезают окно, производят бурение (например, при помощи гидромониторного способа бурения) от 2 до 4 боковых горизонтальных стволов, например, двух стволов 5, 5', длиной 50-100 м. Бурение производят таким образом, чтобы нижние точки боковых горизонтальных стволов 5, 5' располагались на расстоянии не менее 2 м от ВНК, а забои боковых горизонтальных стволов находились на 2-4 м выше нижних точек боковых горизонтальных стволов 5, 5'. Затем в скважину до искусственного забоя спускают колонну труб 6, например, колонну труб диаметром 114 мм, с предварительно установленными на верхнем и нижнем ее концах узлами герметизации 7 и 7ꞌ, в составе с фильтровой колонной 8 (совместно) длиной 3 м до установки фильтровой колонны 8 напротив интервала зарезки боковых горизонтальных стволов 5, 5'. Узел герметизации 7 на верхнем окончании колонны труб 6 располагают, например, на 10 м выше кровли 9, узел герметизации на нижнем окончании колонны труб 6 располагают, например, на 9 м ниже ВНК 3. Узлы герметизации 7, 7' устанавливают для исключения пескопроявления.After identifying water-saturated and oil-saturated layers, the level of water-oil contact is determined - OWC 3 (OWC is identified) of deposit 1. After this, a pipe string 4, for example, with a diameter of 168 mm, is lowered into a vertical well 2, to a depth of 10 m below OWC 3 and it is cemented with the formation of an artificial face. Next, a whipstock (not shown in the figure) is installed in the direction of drilling sidetracks 5 and 5'. A window is cut out, drilling is carried out (for example, using a jet drilling method) from 2 to 4 lateral horizontal trunks, for example, two 5, 5' trunks, 50-100 m long. Drilling is carried out in such a way that the lower points of the lateral horizontal trunks 5, 5' were located at a distance of at least 2 m from the OWC, and the faces of the horizontal lateral shafts were 2-4 m above the lower points of the horizontal lateral shafts 5, 5'. Then a pipe string 6 is lowered into the well to the artificial bottom, for example, a pipe string with a diameter of 114 mm, with sealing units 7 and 7ꞌ pre-installed at its upper and lower ends, together with a filter column 8 (together) 3 m long before installing the filter column 8 opposite the cutting interval of horizontal lateral trunks 5, 5'. The sealing unit 7 at the upper end of the pipe string 6 is located, for example, 10 m above the roof 9, the sealing unit at the lower end of the pipe string 6 is located, for example, 9 m below the VNK 3. The sealing units 7, 7' are installed to prevent sand infestation.
После этого в вертикальную скважину 2 закачивают пар интенсивностью, не превышающей 30 т/сут (определяется приемистостью скважины, чем ниже приемистость, тем ниже интенсивность закачки), в течение 50 дней. Далее останавливают закачку пара на термокапиллярную пропитку продолжительностью 20 дней. Спускают насос 10 на глубину выше искусственного забоя вертикальной скважины на 3 м и отбирают жидкость до снижения температуры добываемой жидкости ниже 40 °С (при этом скважина остывает, снижается дебит, увеличивается обводненность) После снижения температуры добываемой жидкости до 40 °С и ниже отбор жидкости останавливают, извлекают насос и возобновляют закачку пара. Далее цикл закачки и отбора повторяют.After this, steam is pumped into vertical well 2 at an intensity not exceeding 30 tons/day (determined by the well’s injectivity; the lower the injectivity, the lower the injection intensity), for 50 days. Next, steam injection is stopped for thermocapillary impregnation for 20 days. Pump 10 is lowered to a depth of 3 m above the artificial bottom of the vertical well and the liquid is withdrawn until the temperature of the produced liquid drops below 40 °C (at the same time the well cools down, the flow rate decreases, and the water cut increases) After the temperature of the produced fluid decreases to 40 °C and below, the fluid is withdrawn stop, remove the pump and resume steam injection. Next, the injection and withdrawal cycle is repeated.
Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность разработки залежи сверхвязкой нефти за счет увеличения охвата разработкой залежи, а также повысить нефтеотдачу продуктивного пласта за счет увеличения дебита нефти скважины. The proposed method makes it possible to increase the efficiency of developing a super-viscous oil deposit by increasing the development coverage of the deposit, as well as to increase the oil recovery of the productive formation by increasing the oil flow rate of the well.
Примеры конкретного выполнения.Examples of specific implementation.
Пример 1.Example 1.
На Архангельской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 205 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,4 МПа, нефтенасыщенностью 0,65 д. ед., пористостью 29%, проницаемостью 1,34 мкм2, плотностью нефти в поверхностных условиях 944 кг/м3, вязкость нефти в пластовых условиях 11820 мПа*с, определили участок залежи с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м. Пробурили вертикальную скважину, произвели исследование фильтрационно-емкостных свойств вскрытых бурением пластов. На основании полученных данных выделили битумонасыщенные и водонасыщенные пропластки, определили нефтенасыщенность.In the Arkhangelsk deposit of super-viscous oil, located at a depth of 205 m, reservoir temperature 8 ° C, pressure 0.4 MPa, oil saturation 0.65 units, porosity 29%, permeability 1.34 μm 2 , oil density in surface conditions 944 kg/m 3 , oil viscosity in reservoir conditions is 11820 mPa*s, a section of the deposit with an oil-saturated thickness of less than 10 m was identified. A vertical well was drilled, and the filtration and reservoir properties of the formations exposed by drilling were studied. Based on the data obtained, bitumen-saturated and water-saturated layers were identified and oil saturation was determined.
После выделения водонасыщенных и нефтенасыщенных пропластков определили уровень водонефтяного контакта - ВНК залежи (206 м). После этого в вертикальную скважину произвели спуск колонны труб диаметром 168 мм до глубины на 10 м (216 м) ниже ВНК залежи и зацементировали, таким образом образовали искусственный забой. Далее произвели установку клина-отклонителя в направлении бурения боковых стволов. Вырезали окно, при помощи гидромониторного способа бурения произвели бурение двух боковых горизонтальных стволов 5 и 5' длинами 50 м и 52 м соответственно. Нижние точки боковых горизонтальных стволов располагались на расстоянии 2 м и 2,2 м от ВНК соответственно, а забои боковых горизонтальных стволов находились на 2 м и 2.5 м выше нижних точек боковых горизонтальных стволов соответственно. Затем в скважину до искусственного забоя спустили колонну труб диаметром 114 мм, с предварительно установленными на верхнем и нижнем концах узлами герметизации, совместно с фильтровой колонной длиной 3 м до установки фильтровой колонны напротив интервала зарезки боковых горизонтальных стволов.After identifying the water-saturated and oil-saturated layers, the level of the oil-water contact was determined - the OWC of the deposit (206 m). After this, a pipe string with a diameter of 168 mm was lowered into a vertical well to a depth of 10 m (216 m) below the OWC of the deposit and cemented, thus forming an artificial bottom. Next, we installed a whipstock in the direction of drilling the sidetracks. They cut out a window and, using the jet drilling method, drilled two side horizontal trunks 5 and 5' with lengths of 50 m and 52 m, respectively. The bottom points of the horizontal lateral shafts were located at a distance of 2 m and 2.2 m from the OWC, respectively, and the bottoms of the horizontal lateral shafts were 2 m and 2.5 m above the lower points of the horizontal lateral shafts, respectively. Then a pipe string with a diameter of 114 mm, with sealing units pre-installed at the upper and lower ends, together with a filter column 3 m long, was lowered into the well to the artificial bottom until the filter column was installed opposite the horizontal sidetracking interval.
После этого в вертикальную скважину начали закачивать пар интенсивностью 25 т/сут в течение 50 дней. Далее остановили закачку пара на термокапиллярную пропитку продолжительностью 20 дней. Спустили насос на глубину выше искусственного забоя вертикальной скважины на 3 м (213 м) и отбирали жидкость до снижения температуры добываемой жидкости до 35 °С. При этом наблюдалось увеличение обводненности продукции скважины. После снижения температуры добываемой жидкости остановили отбор жидкости и извлекли насос и возобновили закачку пара. Далее цикл закачки, термокапиллярной пропитки и отбора повторили.After this, steam was pumped into the vertical well at an intensity of 25 tons/day for 50 days. Next, we stopped steam injection for thermocapillary impregnation for 20 days. The pump was lowered to a depth of 3 m (213 m) above the artificial bottom of the vertical well and the liquid was withdrawn until the temperature of the produced liquid decreased to 35 °C. At the same time, an increase in water cut in well production was observed. After the temperature of the produced liquid decreased, the liquid extraction was stopped, the pump was removed and steam injection was resumed. Next, the cycle of injection, thermocapillary impregnation and selection was repeated.
В результате применения данной технологии дебит увеличился на 4 т/сут. As a result of using this technology, the flow rate increased by 4 tons/day.
Пример 2.Example 2.
На Архангельской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 205 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,4 МПа, нефтенасыщенностью 0,65 д. ед., пористостью 29%, проницаемостью 1,34 мкм2, плотностью нефти в поверхностных условиях 944 кг/м3, вязкость нефти в пластовых условиях 11820 мПа*с, определили участок залежи с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м. Пробурили вертикальную скважину, произвели исследование фильтрационно-емкостных свойств вскрытых бурением пластов, на основании полученных данных выделили битумонасыщенные и водонасыщенные пропластки, определили нефтенасыщенность.In the Arkhangelsk deposit of super-viscous oil, located at a depth of 205 m, reservoir temperature 8 ° C, pressure 0.4 MPa, oil saturation 0.65 units, porosity 29%, permeability 1.34 μm 2 , oil density in surface conditions 944 kg/m 3 , oil viscosity in reservoir conditions is 11820 mPa*s, we identified a section of the deposit with an oil-saturated thickness of less than 10 m. We drilled a vertical well, carried out a study of the filtration and capacitance properties of the formations exposed by drilling, based on the data obtained, we identified bitumen-saturated and water-saturated layers, determined oil saturation.
После выделения водонасыщенных и нефтенасыщенных пропластков определили уровень водонефтяного контакта - ВНК залежи (207 м). После этого в вертикальную скважину произвели спуск колонны труб, диаметром 168 мм, до глубины на 10 м ниже ВНК залежи на глубину (217 м) и зацементировали. Далее произвели установку клина-отклонителя в направлении бурения боковых стволов. Вырезали окно, при помощи гидромониторного способа бурения произвели бурение трех боковых горизонтальных стволов длинами 73 м, 76 м и 80 м, причем нижние точки боковых горизонтальных стволов располагались на расстоянии 2 м, 2,2 м, 2,5 м от ВНК соответственно, а забои боковых горизонтальных стволов находились на 3 м, 3,2 м, 4 м выше нижних точек боковых горизонтальных стволов. Затем в скважину до искусственного забоя спустили колонну труб диаметром 114 мм, с предварительно установленными на верхнем и нижнем концах узлами герметизации, совместно с фильтровой колонной длиной 3 м до установки фильтровой колонны напротив интервала зарезки боковых горизонтальных стволов.After identifying the water-saturated and oil-saturated layers, the level of the oil-water contact was determined - the OWC of the deposit (207 m). After this, a pipe string with a diameter of 168 mm was lowered into a vertical well to a depth of 10 m below the OWC of the deposit to a depth of 217 m and cemented. Next, we installed a whipstock in the direction of drilling the sidetracks. They cut out a window, using the jet drilling method, drilled three lateral horizontal trunks with lengths of 73 m, 76 m and 80 m, and the lower points of the lateral horizontal trunks were located at a distance of 2 m, 2.2 m, 2.5 m from the OWC, respectively, and the faces of the horizontal lateral shafts were 3 m, 3.2 m, 4 m above the lower points of the horizontal lateral shafts. Then a pipe string with a diameter of 114 mm, with sealing units pre-installed at the upper and lower ends, together with a filter column 3 m long, was lowered into the well to the artificial bottom until the filter column was installed opposite the horizontal sidetracking interval.
После этого в вертикальную скважину начали закачивать пар интенсивностью 25 т/сут в течение 50 дней. Далее остановили закачку пара на термокапиллярную пропитку продолжительностью 20 дней. Спустили насос на глубину выше искусственного забоя вертикальной скважины на 3 м (214 м) и отбирали жидкость до снижения температуры добываемой жидкости до 37 °С. При этом наблюдалось увеличение обводненности продукции скважины. После снижения температуры добываемой жидкости остановили отбор жидкости и извлекли насос и возобновили закачку пара. Далее цикл закачки, термокапиллярной пропитки и отбора повторили.After this, steam was pumped into the vertical well at an intensity of 25 tons/day for 50 days. Next, we stopped steam injection for thermocapillary impregnation for 20 days. The pump was lowered to a depth of 3 m (214 m) above the artificial bottom of the vertical well and the liquid was withdrawn until the temperature of the produced liquid decreased to 37 °C. At the same time, an increase in water cut in well production was observed. After the temperature of the produced liquid decreased, the liquid extraction was stopped, the pump was removed and steam injection was resumed. Next, the cycle of injection, thermocapillary impregnation and selection was repeated.
В результате применения данной технологии дебит увеличился на 3 т/сут. As a result of the use of this technology, the flow rate increased by 3 tons/day.
Пример 3.Example 3.
На Архангельской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 205 м, пластовой температурой 8 °С, давлением 0,4 МПа, нефтенасыщенностью 0,65 д. ед., пористостью 29%, проницаемостью 1,34 мкм2, плотностью нефти в поверхностных условиях 944 кг/м3, вязкость нефти в пластовых условиях 11820 мПа*с, определили участок залежи с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м. Пробурили вертикальную скважину, произвели исследование фильтрационно-емкостных свойств вскрытых бурением пластов, на основании полученных данных выделили битумонасыщенные и водонасыщенные пропластки, определили нефтенасыщенность.In the Arkhangelsk deposit of super-viscous oil, located at a depth of 205 m, reservoir temperature 8 ° C, pressure 0.4 MPa, oil saturation 0.65 units, porosity 29%, permeability 1.34 μm 2 , oil density in surface conditions 944 kg/m 3 , oil viscosity in reservoir conditions is 11820 mPa*s, we identified a section of the deposit with an oil-saturated thickness of less than 10 m. We drilled a vertical well, carried out a study of the filtration and capacitance properties of the formations exposed by drilling, based on the data obtained, we identified bitumen-saturated and water-saturated layers, determined oil saturation.
После выделения водонасыщенных и нефтенасыщенных пропластков определили уровень водонефтяного контакта – ВНК (204 м). После этого в вертикальную скважину произвели спуск колонны труб, диаметром 168 мм, до глубины на 10 м ниже ВНК залежи (214 м) и зацементировали. Далее произвели установку клина-отклонителя в направлении бурения боковых стволов. Вырезали окно, при помощи гидромониторного способа бурения произвели бурение четырех боковых горизонтальных стволов длинами 92 м, 95 м, 98 м, 100 м, причем нижние точки боковых горизонтальных стволов располагалась на расстоянии 2 м, 2,2 м, 2,3 м, 2,4 м от ВНК соответственно, а забои боковых горизонтальных стволов находились на 2 м, 2,5 м, 2,7 м, 3 м выше нижних точек боковых горизонтальных стволов соответственно. Затем в скважину до искусственного забоя спустили колонну труб диаметром 114 мм, с предварительно установленными на верхнем и нижнем концах узлами герметизации, совместно с фильтровой колонной длиной 3 м до установки фильтровой колонны напротив интервала зарезки боковых горизонтальных стволов. Узел герметизации на верхнем окончании колонны расположили на 10 м выше кровли, узел герметизации на нижнем окончании колонны 6 расположили на 9 м ниже подошвы. After identifying the water-saturated and oil-saturated layers, the level of the water-oil contact - OWC (204 m) was determined. After this, a pipe string with a diameter of 168 mm was lowered into a vertical well to a depth of 10 m below the reservoir OWC (214 m) and cemented. Next, we installed a whipstock in the direction of drilling the sidetracks. They cut out a window and, using the hydromonitor drilling method, drilled four lateral horizontal trunks with lengths of 92 m, 95 m, 98 m, 100 m, and the lowest points of the lateral horizontal trunks were located at a distance of 2 m, 2.2 m, 2.3 m, 2 .4 m from the OWC, respectively, and the faces of the horizontal lateral shafts were located 2 m, 2.5 m, 2.7 m, 3 m above the lower points of the horizontal lateral shafts, respectively. Then a pipe string with a diameter of 114 mm, with sealing units pre-installed at the upper and lower ends, together with a filter column 3 m long, was lowered into the well to the artificial bottom until the filter column was installed opposite the horizontal sidetracking interval. The sealing unit at the upper end of the column was located 10 m above the roof, the sealing unit at the lower end of column 6 was located 9 m below the base.
После этого в вертикальную скважину начали закачивать пар интенсивностью 25 т/сут в течение 50 дней. Далее остановили закачку пара на термокапиллярную пропитку продолжительностью 20 дней. Спустили насос 10 на глубину выше искусственного забоя вертикальной скважины на 3 м (211 м) и отбирали жидкость до снижения температуры добываемой жидкости до 39 °С. При этом наблюдалось увеличение обводненности продукции скважины. После снижения температуры добываемой жидкости остановили отбор жидкости и извлекли насос и возобновили закачку пара. Далее цикл закачки, термокапиллярной пропитки и отбора повторили.After this, steam was pumped into the vertical well at an intensity of 25 tons/day for 50 days. Next, we stopped steam injection for thermocapillary impregnation for 20 days. Pump 10 was lowered to a depth of 3 m (211 m) above the artificial bottom of the vertical well and the liquid was withdrawn until the temperature of the produced liquid decreased to 39 °C. At the same time, an increase in water cut in well production was observed. After the temperature of the produced liquid decreased, the liquid extraction was stopped, the pump was removed and steam injection was resumed. Next, the cycle of injection, thermocapillary impregnation and selection was repeated.
В результате применения данной технологии дебит увеличился на 5 т/сут.As a result of using this technology, the flow rate increased by 5 tons/day.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2803344C1 true RU2803344C1 (en) | 2023-09-12 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2250648C (en) * | 1998-10-19 | 2002-09-24 | Eddy Isaacs | Enhanced oil recovery by altering wettability |
| RU2289686C1 (en) * | 2005-10-21 | 2006-12-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии", ОАО "НИИнефтепромхим" | Method for processing oil formation |
| RU2363839C1 (en) * | 2008-02-13 | 2009-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of high viscous oil deposits |
| RU2398104C2 (en) * | 2008-08-07 | 2010-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефтепром-Зюзеевнефть" | Method for development of high-viscosity oil deposits |
| RU2513484C1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation |
| RU2599118C1 (en) * | 2015-10-28 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
| RU2612385C1 (en) * | 2016-02-16 | 2017-03-09 | Владимир Васильевич Кунеевский | Method for thermal action on formation |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2250648C (en) * | 1998-10-19 | 2002-09-24 | Eddy Isaacs | Enhanced oil recovery by altering wettability |
| RU2289686C1 (en) * | 2005-10-21 | 2006-12-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии", ОАО "НИИнефтепромхим" | Method for processing oil formation |
| RU2363839C1 (en) * | 2008-02-13 | 2009-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of high viscous oil deposits |
| RU2398104C2 (en) * | 2008-08-07 | 2010-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефтепром-Зюзеевнефть" | Method for development of high-viscosity oil deposits |
| RU2513484C1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation |
| RU2599118C1 (en) * | 2015-10-28 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
| RU2612385C1 (en) * | 2016-02-16 | 2017-03-09 | Владимир Васильевич Кунеевский | Method for thermal action on formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2287677C1 (en) | Method for extracting oil-bitumen deposit | |
| US7422063B2 (en) | Hydrocarbon recovery from subterranean formations | |
| 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 | |
| RU2442883C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil reserves | |
| RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
| RU2527051C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| 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 | |
| RU2303125C1 (en) | Multizone oil reservoir development method | |
| RU2289685C1 (en) | Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2231635C1 (en) | Method of thermal development of deposits of solid hydrocarbons | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2398104C2 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposits | |
| RU2743478C1 (en) | Difficult turonian gas production method | |
| RU2097536C1 (en) | Method of developing irregular multiple-zone oil deposit | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| RU2803344C1 (en) | Method for developing superviscous oil deposits | |
| RU2803347C1 (en) | Method for developing superviscous oil deposits | |
| RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
| RU2504646C1 (en) | Method of oil deposit development using flooding | |
| RU2560763C1 (en) | Method to open and develop multipay field with low poroperm reservoirs | |
| RU2506418C1 (en) | Method for oil deposit development at late stage | |
| RU2505668C1 (en) | Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells |