RU2808285C1 - Method for developing super-viscous oil deposits at a late stage - Google Patents
Method for developing super-viscous oil deposits at a late stage Download PDFInfo
- Publication number
- RU2808285C1 RU2808285C1 RU2023108541A RU2023108541A RU2808285C1 RU 2808285 C1 RU2808285 C1 RU 2808285C1 RU 2023108541 A RU2023108541 A RU 2023108541A RU 2023108541 A RU2023108541 A RU 2023108541A RU 2808285 C1 RU2808285 C1 RU 2808285C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- production well
- steam
- specified
- injection
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 128
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 36
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 36
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 31
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 23
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 15
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000013461 design Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 12
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 11
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 8
- 238000004861 thermometry Methods 0.000 claims description 6
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 2
- 239000011551 heat transfer agent Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 29
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 6
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 230000000779 depleting effect Effects 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения добычи сверхвязких нефтей или битумов на месторождении за счет расширения прогреваемых паром областей для добычи из нее продукции.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for increasing the production of ultra-viscous oils or bitumen in a field by expanding the areas heated by steam for the extraction of products from it.
Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии (патент RU №2719882, МПК Е21В 43/24, E21B 7/04, E21B 47/06, опубл. 23.04.2020, бюл. №12), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль состояния паровой камеры, причем после выработки участка залежи в одной из пар скважин останавливают закачку пара и отбор жидкости, после снижения температуры в добывающей скважине ниже пороговой из остывшей добывающей скважины производят бурение нового горизонтального ствола, оснащаемого впоследствии фильтром-хвостовиком, в направлении не охваченных разработкой участков, с последующей закачкой пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволами и поддержания необходимой температуры, закачивают пар через нагнетательную скважину и осуществляют отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через новый ствол добывающей скважины с контролем состояния паровой камеры, причем в качестве пороговой температуры принимают 60°С и менее, перед строительством нового горизонтального ствола в добывающую скважину спускают клин-отклонитель с направлением скоса в сторону не охваченных разработкой участков, вырезают окно в обсадной колонне добывающей скважины, через которое впоследствии бурят новый горизонтальный ствол.There is a known method for developing super-viscous oil deposits at a late stage (patent RU No. 2719882, MPK E21B 43/24, E21B 7/04, E21B 47/06, publ. 04/23/2020, Bulletin No. 12), including the construction of pairs located one above the other horizontal production and injection wells equipped in the horizontal part with appropriate liner filters, heating the deposit by pumping coolant - steam into both wells with heating of the productive formation and creating a steam chamber, pumping steam through injection wells, extracting products due to steam-gravitational drainage through production wells and control state of the steam chamber, and after the development of a section of the deposit in one of the pairs of wells, the injection of steam and the extraction of liquid are stopped, after the temperature in the production well drops below the threshold, a new horizontal well is drilled from the cooled down well, which is subsequently equipped with a liner filter, in the direction not covered by development sections, followed by steam injection into both wells to obtain a hydrodynamic connection between the wells and maintain the required temperature, steam is pumped through the injection well and production is selected due to steam-gravitational drainage through a new wellbore with control of the state of the steam chamber, and the threshold temperature is taken as 60°C or less, before constructing a new horizontal well, a whipstock is lowered into the production well with a bevel direction towards areas not covered by development, a window is cut out in the casing of the production well, through which a new horizontal well is subsequently drilled.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- при зарезке бокового ствола не учитывается зона распространения паровой камеры, что может привезти к неконтролируемому газопаропроявлению на этапе бурения бокового ствола и на этапе эксплуатации через интервал вырезанного окна в эксплуатационной колонне;- when sidetracking, the zone of distribution of the steam chamber is not taken into account, which can lead to uncontrolled gas and steam intrusion at the stage of drilling the sidetrack and at the operation stage through the interval of the cut window in the production string;
- не оценивается состояние эксплуатационной колонны горизонтальной скважины, расположение стыков труб, что может привезти к осложнениям и авариям при бурении бокового ствола.- the condition of the production string of a horizontal well and the location of pipe joints are not assessed, which can lead to complications and accidents when drilling a sidetrack.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии (патент RU №2675114, МПК Е21В 43/24, опубл. 17.12.2018, бюл. №35), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль состояния паровой камеры, причем после выработки участка залежи в одной из пар скважин останавливают закачку пара и отбор жидкости, после снижения температуры в добывающей скважине ниже 80°С из остывшей добывающей скважины извлекают фильтр-хвостовик, из добывающей скважины производят бурение нового горизонтального ствола, оснащаемого впоследствии фильтром-хвостовиком, в направлении не охваченных разработкой участков, производят закачку пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволами и поддержания необходимой температуры, закачивают пар через нагнетательную скважину и осуществляют отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через новый ствол добывающей скважины с контролем состояния паровой камеры.The closest in technical essence is a method for developing a super-viscous oil deposit at a late stage (patent RU No. 2675114, MPK E21B 43/24, published 12/17/2018, Bulletin No. 35), including the construction of pairs of horizontal production and injection wells located one above the other , equipped in the horizontal part with appropriate liner filters, heating the deposit by pumping coolant - steam into both wells with heating of the productive formation and creating a steam chamber, pumping steam through injection wells, withdrawing products due to steam-gravity drainage through production wells and monitoring the condition of the steam chamber, and after the development of a section of the deposit in one of the pairs of wells, steam injection and liquid withdrawal are stopped, after the temperature in the production well drops below 80°C, a liner filter is removed from the cooled production well, a new horizontal well is drilled from the production well, which is subsequently equipped with a liner filter, in the direction of areas not covered by development, steam is injected into both wells to obtain a hydrodynamic connection between the wells and maintain the required temperature, steam is injected through the injection well and production is taken through steam-gravitational drainage through a new wellbore with control of the state of the steam chamber.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- при зарезке бокового ствола не учитывается зона распространения паровой камеры, что может привезти к неконтролируемому газопаропроявлению на этапе бурения бокового ствола и на этапе эксплуатации через интервал вырезанного окна в эксплуатационной колонне;- when sidetracking, the zone of distribution of the steam chamber is not taken into account, which can lead to uncontrolled gas and steam intrusion at the stage of drilling the sidetrack and at the operation stage through the interval of the cut window in the production string;
- не оценивается состояние эксплуатационной колонны горизонтальной скважины, расположение муфтового соединения труб эксплуатационной колонны, что может увеличить продолжительность операции по вырезанию окна, а также привести к осложнениям и авариям при бурении бокового ствола.- the condition of the production string of a horizontal well, the location of the coupling connection of the production string pipes are not assessed, which can increase the duration of the window cutting operation, as well as lead to complications and accidents when drilling a sidetrack.
Техническими задачами являются повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии за счет снижения вероятности газопаропроявлений на этапе бурения нового ствола скважины и на этапе эксплуатации через интервал вырезанного окна в эксплуатационной колонне, сокращение продолжительности операции по вырезанию окна, а также снижение риска осложнений и аварий в ходе строительства нового горизонтального ствола.The technical objectives are to increase the efficiency of development of super-viscous oil deposits at a late stage by reducing the likelihood of gas and steam intrusions at the stage of drilling a new wellbore and at the operating stage through the interval of a cut window in the production string, reducing the duration of the window cutting operation, as well as reducing the risk of complications and accidents in during the construction of a new horizontal shaft.
Технические задачи решаются способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим строительство пар горизонтальных скважин - добывающей и расположенной над ней нагнетательной, оснащенных в горизонтальных частях стволов фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины каждой пары с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, последующую закачку пара через нагнетательные скважины и отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины, контроль за состоянием паровой камеры, анализ выработки извлекаемых запасов сверхвязкой нефти, после выработки проектных извлекаемых запасов сверхвязкой нефти в одной из пар скважин остановку закачки пара в нагнетательную скважину и отбора жидкости из добывающей скважины указанной пары, строительство нового горизонтального ствола из добывающей скважины указанной пары, отбор продукции через новый ствол указанной добывающей скважины.Technical problems are solved by the method of developing a super-viscous oil deposit, including the construction of pairs of horizontal wells - a production well and an injection one located above it, equipped with liner filters in the horizontal parts of the wells, heating the deposit by pumping a coolant - steam into both wells of each pair with heating of the productive formation and the creation of a steam chamber , subsequent injection of steam through injection wells and selection of products due to steam-gravity drainage through production wells, monitoring the state of the steam chamber, analysis of the production of recoverable reserves of super-viscous oil, after the development of the design recoverable reserves of super-viscous oil in one of the pairs of wells, stopping steam injection into the injection well and selection of liquid from the production well of the specified pair, construction of a new horizontal trunk from the production well of the specified pair, selection of products through the new trunk of the specified production well.
Новым является то, перед строительством нового горизонтального ствола в указанной добывающей скважине проводят термометрию и определяют текущий интервал распространения паровой камеры, проводят дефектоскопию и микрокавернометрию, выполняют оценку состояния эксплуатационной колонны и определяют расположение муфтовых соединений труб в указанной добывающей скважине, выбирают интервал зарезки нового горизонтального ствола скважины на 2-3 м ниже текущего интервала распространения паровой камеры и на расстоянии как минимум 2 м ниже муфтового соединения труб эксплуатационной колонны, в остывшую указанную добывающую скважину спускают клин-отклонитель с направлением скоса в сторону размещения нового горизонтального ствола указанной добывающей скважины, вырезают окно в обсадной колонне указанной добывающей скважины, через которое бурят новый горизонтальный ствол, который располагают параллельно и на расстоянии 30-70 м от основного горизонтального ствола указанной добывающей скважины, оснащают новый горизонтальный ствол указанной добывающей скважины фильтром-хвостовиком, далее осуществляют закачку пара в оба горизонтальных ствола указанной добывающей скважины интенсивностью 90 т/сут в течение одного месяца, после этого закачку пара в горизонтальные стволы указанной добывающей скважины останавливают и оставляют на термокапиллярную пропитку в течение 14 дней, далее в новый горизонтальный ствол указанной добывающей скважины спускают электроцентробежный насос и запускают на отбор жидкости, при падении температуры добываемой жидкости до 30°С и менее отбор жидкости из нового горизонтального ствола указанной добывающей скважины прекращают и возобновляют закачку пара интенсивностью 90 т/сут в течение одного месяца в оба ствола указанной добывающей скважины и последующую термокапиллярную пропитку в течение 14 дней, мероприятия повторяют до получения гидродинамической связи между нагнетательной скважиной указанной пары и новым горизонтальным стволом добывающей скважины указанной пары - до восстановления температуры отбираемой жидкости до 30°С и выше и установления такой температуры в постоянном режиме и снова запускают новый горизонтальный ствол указанной добывающей скважины на отбор жидкости.What is new is that before the construction of a new horizontal wellbore, thermometry is carried out in the specified production well and the current interval of distribution of the steam chamber is determined, flaw detection and microcavernometry are carried out, the condition of the production casing is assessed and the location of the coupling pipe connections in the specified production well is determined, the kickoff interval of the new horizontal wellbore is selected wells 2-3 m below the current interval of distribution of the steam chamber and at a distance of at least 2 m below the coupling connection of the pipes of the production string, a whipstock is lowered into the cooled specified production well with a bevel direction towards the placement of a new horizontal trunk of the specified production well, a window is cut out in the casing string of the specified production well, through which a new horizontal trunk is drilled, which is located parallel and at a distance of 30-70 m from the main horizontal trunk of the specified production well, the new horizontal trunk of the specified production well is equipped with a liner filter, then steam is injected into both horizontal wellbore of the specified production well with an intensity of 90 t/day for one month, after which the injection of steam into the horizontal bores of the specified production well is stopped and left for thermocapillary impregnation for 14 days, then an electric centrifugal pump is lowered into the new horizontal bore of the specified production well and started for extraction liquid, when the temperature of the produced liquid drops to 30°C or less, the selection of liquid from the new horizontal wellbore of the specified production well is stopped and the injection of steam at an intensity of 90 tons/day is resumed for one month into both shafts of the specified production well and subsequent thermocapillary impregnation for 14 days , the measures are repeated until a hydrodynamic connection is obtained between the injection well of the specified pair and the new horizontal trunk of the production well of the specified pair - until the temperature of the withdrawn fluid is restored to 30 ° C and above and such a temperature is established in a constant mode, and the new horizontal trunk of the specified production well is again launched for selection liquids.
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии осуществляют следующим образом.A method for developing a super-viscous oil deposit at a late stage is carried out as follows.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой фильтров-хвостовиков, располагаемых в горизонтальном участке соответствующей скважины. Прогрев залежи производят закачкой теплоносителя (пара) в обе скважины с прогревом продуктивного пласта залежи и созданием паровой камеры. После чего закачку пара осуществляют через нагнетательную скважину, отбирают продукцию за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину. Осуществляют контроль за состоянием паровой камеры. После выработки участка залежи в скважинах останавливают соответственно закачку пара и отбор жидкости.A method for developing a high-viscosity oil deposit involves the construction of horizontal production wells and an injection well located above them with the installation of liner filters located in the horizontal section of the corresponding well. The deposit is heated by pumping coolant (steam) into both wells, heating the productive formation of the deposit and creating a steam chamber. After that, steam is pumped through an injection well, and products are taken through steam-gravitational drainage through a production well. Monitor the condition of the steam chamber. After the depletion of a section of the deposit in the wells, steam injection and liquid withdrawal are stopped, respectively.
По гидродинамической модели проводят анализ выработки извлекаемых запасов на залежи сверхвязкой нефти, выявляют неохваченные разработкой участки залежи. Выбирают скважину, выработавшую проектные извлекаемые запасы сверхвязкой нефти и имеющую текущий экономически нерентабельный дебит.На выбранной скважине проводят геофизические исследования (термометрия). Определяют текущий интервал распространения паровой камеры. Выполняют оценку состояния эксплуатационной колонны (дефектоскопию, микрокавернометрию). При выполнении оценки состояния эксплуатационной колонны также определяют расположение муфтовых соединений труб (стыков труб). Выбирают интервал зарезки нового горизонтального ствола скважины на 2-3 м ниже текущего интервала распространения паровой камеры (определяют по гидродинамической модели). Производят зарезку нового горизонтального ствола скважины на расстоянии как минимум 2 м ниже муфтового соединения труб эксплуатационной колонны, определяемого по геофизическим исследованиям.Using a hydrodynamic model, the production of recoverable reserves in super-viscous oil deposits is analyzed and areas of the deposit that have not been developed are identified. A well is selected that has produced design recoverable reserves of super-viscous oil and has a current economically unprofitable flow rate. Geophysical research (thermometry) is carried out at the selected well. The current propagation interval of the steam chamber is determined. Perform an assessment of the condition of the production string (flaw detection, microcavernometry). When assessing the condition of the production string, the location of pipe couplings (pipe joints) is also determined. Select a kickoff interval for a new horizontal wellbore 2-3 m below the current interval of steam chamber propagation (determined by a hydrodynamic model). A new horizontal wellbore is kicked in at a distance of at least 2 m below the coupling joint of the production casing pipes, determined by geophysical research.
Перед строительством нового горизонтального ствола в остывшую добывающую скважину спускают клин-отклонитель с направлением скоса в сторону размещения нового горизонтального ствола скважины. Вырезают окно в обсадной колонне добывающей скважины, через которое бурят новый ствол горизонтальной добывающей скважины, оснащаемый фильтром-хвостовиком. Новый горизонтальный ствол скважины располагают параллельно и на расстоянии 30-70 м от основного горизонтального ствола добывающей скважины. Далее возобновляют закачку пара в оба горизонтальных ствола добывающей скважины интенсивностью 90 т/сут в течение одного месяца, после этого останавливают закачку пара в добывающую скважину и оставляют на термокапиллярную пропитку в течение 14 дней.Before constructing a new horizontal wellbore, a whipstock is lowered into the cooled production well with the bevel directed towards the placement of the new horizontal wellbore. A window is cut out in the casing of a production well, through which a new trunk of a horizontal production well is drilled, equipped with a liner filter. The new horizontal wellbore is placed parallel and at a distance of 30-70 m from the main horizontal wellbore of the production well. Next, steam injection into both horizontal bores of the production well is resumed at an intensity of 90 tons/day for one month, after which the steam injection into the production well is stopped and left for thermocapillary impregnation for 14 days.
Далее в новый горизонтальный ствол добывающей скважины спускают электроцентробежный насос и запускают скважину на отбор жидкости. При падении температуры добываемой жидкости до 30°С и менее отбор жидкости прекращают.Возобновляют закачку пара в новый горизонтальный ствол добывающей скважины. Мероприятия повторяют до получения гидродинамической связи (до восстановления температуры отбираемой жидкости до 30°С и выше и установления такой температуры в постоянном режиме) между стволом горизонтальной нагнетательной скважины и новым горизонтальным стволом добывающей скважины.Next, an electric centrifugal pump is lowered into the new horizontal wellbore of the production well and the well is started to extract liquid. When the temperature of the produced liquid drops to 30°C or less, liquid extraction is stopped. Steam injection into a new horizontal wellbore of the producing well is resumed. The measures are repeated until a hydrodynamic connection is obtained (until the temperature of the withdrawn fluid is restored to 30°C and above and such a temperature is established in a constant mode) between the horizontal injection well bore and the new horizontal production well bore.
Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии позволяет повысить эффективность разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии за счет снижения вероятности газопаропроявлений на этапе бурения нового ствола скважины, а также на этапе эксплуатации через интервал вырезанного окна в эксплуатационной колонне, что в свою очередь ведет к снижению затрат на выполнение мероприятий по глушению и охлаждению скважин при проведении подземного и капитального ремонта скважин, сокращению продолжительности операции по вырезанию окна, позволяет снизить риск осложнений и аварий в ходе строительства нового горизонтального ствола. Также предлагаемый способ позволят повысить эффективность отбора жидкости за счет вовлечеия в разрабтку ранее не охваченных зон.The proposed method for developing a super-viscous oil deposit at a late stage makes it possible to increase the efficiency of developing a super-viscous oil deposit at a late stage by reducing the likelihood of gas and steam intrusions at the stage of drilling a new wellbore, as well as at the stage of operation through the interval of a cut window in the production casing, which in turn leads to reducing the cost of performing measures to kill and cool wells during underground and major repairs of wells, reducing the duration of the operation to cut out a window, and reduces the risk of complications and accidents during the construction of a new horizontal well. Also, the proposed method will improve the efficiency of fluid selection by involving previously untapped zones in the development.
Примеры конкретного выполнения.Examples of specific implementation.
Пример 1.Example 1.
На Южно-Ашальчинской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 110 м, залежь представлена однородным пластом толщиной 14 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,5 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,01 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м3, вязкостью 13011 мПа, пробурили горизонтальные добывающие и расположенные выше нагнетательные скважины с установкой фильтров-хвостовиков, расположенных в горизонтальном участке соответствующей скважины. Прогрев залежи производили закачкой теплоносителя (пара) в обе скважины с прогревом продуктивного пласта залежи и созданием паровой камеры. После чего закачку пара осуществляли через нагнетательную скважину, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину. Осуществляли контроль за состоянием паровой камеры. После выработки участка залежи в скважинах остановили соответственно закачку пара и отбор жидкости.In the South Ashalchinskaya deposit of super-viscous oil, located at a depth of 110 m, the deposit is represented by a homogeneous layer 14 m thick, reservoir temperature 8 ° C, pressure 0.44 MPa, oil saturation 0.5 d. units, porosity 30%, permeability 2, 01 μm2, bitumen density in reservoir conditions 979 kg/m3, viscosity 13011 mPa, horizontal production wells and injection wells located above were drilled with the installation of liner filters located in the horizontal section of the corresponding well. The deposit was heated by pumping a coolant (steam) into both wells, heating the productive formation of the deposit and creating a steam chamber. After that, steam was pumped through an injection well, and production was taken through steam-gravitational drainage through a production well. The condition of the steam chamber was monitored. After depleting a section of the deposit, steam injection and liquid extraction were stopped in the wells, respectively.
По гидродинамической модели провели анализ выработки извлекаемых запасов на залежи сверхвязкой нефти, выявили неохваченные разработкой участки залежи. Выбрали скважину, выработавшую проектные извлекаемые запасы сверхвязкой нефти и имеющую текущий экономически нерентабельный дебит.На выбранной скважине определили текущий интервал распространения паровой камеры, провели геофизические исследования (термометрия), дефектоскопию и микрокавернометрию. На основании полученных данных определили расположение паровой камеры и муфтовых соединений труб. Интервал зарезки нового горизонтального ствола выбрали на 3 м ниже текущего интервала распространения паровой камеры и на 5 м ниже муфтового соединения труб.Using a hydrodynamic model, we analyzed the development of recoverable reserves in super-viscous oil deposits and identified areas of the deposit that had not been developed. A well was selected that had produced the design recoverable reserves of ultra-viscous oil and had a current economically unprofitable flow rate. At the selected well, the current interval of steam chamber distribution was determined, geophysical studies (thermometry), flaw detection and microcavernometry were carried out. Based on the data obtained, the location of the steam chamber and pipe couplings was determined. The kickoff interval for the new horizontal wellbore was chosen to be 3 m below the current steam chamber propagation interval and 5 m below the pipe coupling.
После этого в остывшую добывающую скважину спустили клин-отклонитель с направлением скоса в сторону размещения нового горизонтального ствола, вырезали окно в обсадной колонне добывающей скважины, через которое впоследствии пробурили новый горизонтальный ствол скважины, оснащенный в последствии фильтром-хвостовиком, параллельно и на расстоянии 30 м от основного ствола добывающей скважины. Возобновили закачку пара в оба ствола скважины интенсивностью 90 т/сут в течении одного месяца, после этого остановили закачку пара в добывающую скважину и оставили на термокапиллярную пропитку в течение 14 дней. Спустили в новый ствол скважины электроцентробежный насос и запустили добывающую скважину на отбор жидкости. После эксплуатации в течение 40 дней температура добываемой жидкости упала до 29°С. Возобновили закачку пара, температура добываемой жидкости поднялась до 70°С.After this, a whipstock was lowered into the cooled production well with a bevel direction towards the placement of a new horizontal wellbore, a window was cut out in the casing of the production well, through which a new horizontal wellbore was subsequently drilled, subsequently equipped with a liner filter, parallel and at a distance of 30 m from the main bore of the production well. We resumed steam injection into both wellbores at an intensity of 90 tons/day for one month, after which we stopped steam injection into the production well and left it for thermocapillary impregnation for 14 days. An electric centrifugal pump was lowered into the new wellbore and the production well was started to collect liquid. After operation for 40 days, the temperature of the produced fluid dropped to 29°C. Steam injection was resumed, and the temperature of the produced liquid rose to 70°C.
Дебит сверхвязкой нефти увеличился с 2 т/сут до 19 т/сут.The production rate of super-viscous oil increased from 2 tons/day to 19 tons/day.
Пример 2.Example 2.
На Южно-Ашальчинской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 110 м, залежь представлена однородным пластом толщиной 14 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,5 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,01 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м3, вязкостью 13011 мПа, пробурили горизонтальные добывающие и расположенные выше нагнетательные скважины с установкой фильтров-хвостовиков, расположенных в горизонтальном участке соответствующей скважины. Прогрев залежи производили закачкой теплоносителя (пара) в обе скважины с прогревом продуктивного пласта залежи и созданием паровой камеры. После чего закачку пара осуществляли через нагнетательную скважину, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину. Осуществляли контроль за состоянием паровой камеры. После выработки участка залежи в скважинах остановили соответственно закачку пара и отбор жидкости.In the South Ashalchinskaya deposit of super-viscous oil, located at a depth of 110 m, the deposit is represented by a homogeneous layer 14 m thick, reservoir temperature 8 ° C, pressure 0.44 MPa, oil saturation 0.5 d. units, porosity 30%, permeability 2, 01 μm2, bitumen density in reservoir conditions 979 kg/m3, viscosity 13011 mPa, horizontal production wells and injection wells located above were drilled with the installation of liner filters located in the horizontal section of the corresponding well. The deposit was heated by pumping a coolant (steam) into both wells, heating the productive formation of the deposit and creating a steam chamber. After that, steam was pumped through an injection well, and production was taken through steam-gravitational drainage through a production well. The condition of the steam chamber was monitored. After depleting a section of the deposit, steam injection and liquid extraction were stopped in the wells, respectively.
По гидродинамической модели провели анализ выработки извлекаемых запасов на залежи сверхвязкой нефти, выявили неохваченные разработкой участки залежи. Выбрали скважину, выработавшую проектные извлекаемые запасы сверхвязкой нефти и имеющую текущий экономически нерентабельный дебит. На выбранной скважине определили текущий интервал распространения паровой камеры, провели геофизические исследования (термометрия), дефектоскопию и микрокавернометрию. На основании полученных данных определили расположение паровой камеры и муфтовых соединений труб. Интервал зарезки нового горизонтального ствола выбрали на 2 м ниже текущего интервала распространения паровой камеры и на 2 м ниже муфтового соединения труб.Using a hydrodynamic model, we analyzed the development of recoverable reserves in super-viscous oil deposits and identified areas of the deposit that had not been developed. We selected a well that had produced its designed recoverable reserves of super-viscous oil and had a current economically unprofitable flow rate. At the selected well, the current interval of steam chamber propagation was determined, geophysical studies (thermometry), flaw detection and microcavermetry were carried out. Based on the data obtained, the location of the steam chamber and pipe couplings was determined. The kickoff interval for the new horizontal wellbore was chosen to be 2 m below the current steam chamber propagation interval and 2 m below the pipe coupling.
После этого в остывшую добывающую скважину спустили клин-отклонитель с направлением скоса в сторону размещения нового горизонтального ствола, вырезали окно в обсадной колонне добывающей скважины, через которое впоследствии пробурили новый горизонтальный ствол скважины, оснащенный в последствии фильтром-хвостовиком, параллельно и на расстоянии 47 м от основного ствола добывающей скважины. Возобновили закачку пара в оба ствола скважины интенсивностью 90 т/сут в течении одного месяца, после этого остановили закачку пара в добывающую скважину и оставили на термокапиллярную пропитку в течение 14 дней. Спустили в новый ствол скважины электроцентробежный насос и запустили добывающую скважину на отбор жидкости. После эксплуатации в течение 40 дней температура добываемой жидкости упала до 30°С. Возобновили закачку пара, температура добываемой жидкости поднялась до 87°С.Дебит сверхвязкой нефти увеличился с 0,5 т/сут до 24 т/сут.After this, a whipstock was lowered into the cooled production well with a bevel direction towards the placement of a new horizontal wellbore, a window was cut out in the casing of the production well, through which a new horizontal wellbore was subsequently drilled, subsequently equipped with a liner filter, parallel and at a distance of 47 m from the main bore of the production well. We resumed steam injection into both wellbores at an intensity of 90 tons/day for one month, after which we stopped steam injection into the production well and left it for thermocapillary impregnation for 14 days. An electric centrifugal pump was lowered into the new wellbore and the production well was started to collect liquid. After operation for 40 days, the temperature of the produced fluid dropped to 30°C. Steam injection was resumed, the temperature of the produced liquid rose to 87°C. The production rate of super-viscous oil increased from 0.5 tons/day to 24 tons/day.
Пример 3.Example 3.
На Южно-Ашальчинской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 110 м, залежь представлена однородным пластом толщиной 14 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,5 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,01 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м3, вязкостью 13011 мПа, пробурили горизонтальные добывающие и расположенные выше нагнетательные скважины с установкой фильтров-хвостовиков, расположенных в горизонтальном участке соответствующей скважины. Прогрев залежи производили закачкой теплоносителя (пара) в обе скважины с прогревом продуктивного пласта залежи и созданием паровой камеры. После чего закачку пара осуществляли через нагнетательную скважину, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину. Осуществляли контроль за состоянием паровой камеры. После выработки участка залежи в скважинах остановили соответственно закачку пара и отбор жидкости.In the South Ashalchinskaya deposit of super-viscous oil, located at a depth of 110 m, the deposit is represented by a homogeneous layer 14 m thick, reservoir temperature 8 ° C, pressure 0.44 MPa, oil saturation 0.5 d. units, porosity 30%, permeability 2, 01 μm2, bitumen density in reservoir conditions 979 kg/m3, viscosity 13011 mPa, horizontal production wells and injection wells located above were drilled with the installation of liner filters located in the horizontal section of the corresponding well. The deposit was heated by pumping a coolant (steam) into both wells, heating the productive formation of the deposit and creating a steam chamber. After that, steam was pumped through an injection well, and production was taken through steam-gravitational drainage through a production well. The condition of the steam chamber was monitored. After depleting a section of the deposit, steam injection and liquid extraction were stopped in the wells, respectively.
По гидродинамической модели провели анализ выработки извлекаемых запасов на залежи сверхвязкой нефти, выявили неохваченные разработкой участки залежи. Выбрали скважину, выработавшую проектные извлекаемые запасы сверхвязкой нефти и имеющую текущий экономически нерентабельный дебит.На выбранной скважине определили текущий интервал распространения паровой камеры, провели геофизические исследования (термометрия), дефектоскопию и микрокавернометрию. На основании полученных данных определили расположение паровой камеры и муфтовых соединений труб. Интервал зарезки нового горизонтального ствола выбрали на 2,5 м ниже текущего интервала распространения паровой камеры и на 7 м ниже муфтового соединения труб.Using a hydrodynamic model, we analyzed the development of recoverable reserves in super-viscous oil deposits and identified areas of the deposit that had not been developed. A well was selected that had produced the design recoverable reserves of ultra-viscous oil and had a current economically unprofitable flow rate. At the selected well, the current interval of steam chamber distribution was determined, geophysical studies (thermometry), flaw detection and microcavernometry were carried out. Based on the data obtained, the location of the steam chamber and pipe couplings was determined. The kickoff interval for the new horizontal wellbore was chosen to be 2.5 m below the current steam chamber propagation interval and 7 m below the pipe coupling.
После этого в остывшую добывающую скважину спустили клин-отклонитель с направлением скоса в сторону размещения нового горизонтального ствола, вырезали окно в обсадной колонне добывающей скважины, через которое впоследствии пробурили новый горизонтальный ствол скважины, оснащенный в последствии фильтром-хвостовиком, параллельно и на расстоянии 70 м от основного ствола добывающей скважины. Возобновили закачку пара в оба ствола скважины интенсивностью 90 т/сут в течении одного месяца, после этого остановили закачку пара в добывающую скважину и оставили на термокапиллярную пропитку в течение 14 дней. Спустили в новый ствол скважины электроцентробежный насос и запустили добывающую скважину на отбор жидкости. После эксплуатации в течение 40 дней температура добываемой жидкости упала до 26°С. Возобновили закачку пара, температура добываемой жидкости поднялась до 45°С. После эксплуатации в течение 3 месяцев температура добываемой жидкости упала до 28°С. После этого возобновили закачку пара в оба ствола скважины интенсивностью 90 т/сут в течение одного месяца, после этого остановили закачку пара в добывающую скважину и оставили на термокапиллярную пропитку в течение 14 дней. Спустили электроцентробежный насос и запустили добывающую скважину на отбор жидкости.After this, a whipstock was lowered into the cooled production well with a bevel direction towards the placement of a new horizontal wellbore, a window was cut out in the casing of the production well, through which a new horizontal wellbore was subsequently drilled, subsequently equipped with a liner filter, parallel and at a distance of 70 m from the main bore of the production well. We resumed steam injection into both wellbores at an intensity of 90 tons/day for one month, after which we stopped steam injection into the production well and left it for thermocapillary impregnation for 14 days. An electric centrifugal pump was lowered into the new wellbore and the production well was started to collect liquid. After operation for 40 days, the temperature of the produced fluid dropped to 26°C. Steam injection was resumed, the temperature of the produced liquid rose to 45°C. After operation for 3 months, the temperature of the produced fluid dropped to 28°C. After this, steam injection into both wellbores was resumed at an intensity of 90 tons/day for one month, after which steam injection into the production well was stopped and left for thermocapillary impregnation for 14 days. We lowered the electric centrifugal pump and started the production well to collect liquid.
Дебит сверхвязкой нефти увеличился с 1,2 т/сут до 17 т/сут.The production rate of super-viscous oil increased from 1.2 tons/day to 17 tons/day.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2808285C1 true RU2808285C1 (en) | 2023-11-28 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20120285700A1 (en) * | 2011-05-12 | 2012-11-15 | George R Scott | Harvesting By-Passed Resource |
| RU159252U1 (en) * | 2015-01-26 | 2016-02-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | BRANCHED WELL FOR CONSTRUCTION OF VISCOUS OIL FROM OIL LAYER |
| RU2646151C1 (en) * | 2017-06-05 | 2018-03-01 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for development of high-viscosity oil deposit |
| RU2675114C1 (en) * | 2018-02-05 | 2018-12-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
| RU2719882C1 (en) * | 2019-09-30 | 2020-04-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit at late stage |
| RU2758636C1 (en) * | 2021-04-15 | 2021-11-01 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of deposits of high-viscosity oil or bitumen |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20120285700A1 (en) * | 2011-05-12 | 2012-11-15 | George R Scott | Harvesting By-Passed Resource |
| RU159252U1 (en) * | 2015-01-26 | 2016-02-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | BRANCHED WELL FOR CONSTRUCTION OF VISCOUS OIL FROM OIL LAYER |
| RU2646151C1 (en) * | 2017-06-05 | 2018-03-01 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for development of high-viscosity oil deposit |
| RU2675114C1 (en) * | 2018-02-05 | 2018-12-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
| RU2719882C1 (en) * | 2019-09-30 | 2020-04-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit at late stage |
| RU2758636C1 (en) * | 2021-04-15 | 2021-11-01 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of deposits of high-viscosity oil or bitumen |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US2813583A (en) | Process for recovery of petroleum from sands and shale | |
| CA1070611A (en) | Recovery of hydrocarbons by in situ thermal extraction | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| CN109723399B (en) | Method for blocking removal and seepage enhancement of oil and gas well by liquid nitrogen jet | |
| CA1240263A (en) | Combined replacement drive process for oil recovery | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| CA2928278A1 (en) | Sw-sagd with between heel and toe injection | |
| RU2582256C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| CN105756660A (en) | Determination method of well killing occasion of pressing-back method for gas well | |
| CA2031814C (en) | Method of recovering hydrocarbons using single well injection/production system | |
| RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
| RU2527984C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
| RU2274741C1 (en) | Oil field development method | |
| US3372750A (en) | Recovery of heavy oil by steam injection | |
| RU2808285C1 (en) | Method for developing super-viscous oil deposits at a late stage | |
| RU2199657C2 (en) | Underground-surface method of development of high- viscosity oil deposit | |
| RU2693055C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2719882C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit at late stage | |
| RU2486335C1 (en) | Method of development for ultraviscous oil deposits with thermal influence | |
| RU2690588C2 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2758636C1 (en) | Method for development of deposits of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2803327C1 (en) | Method for operating a pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2724727C1 (en) | Method of bottomhole formation zone treatment in production well | |
| RU2187630C2 (en) | Method of development of high-viscosity oil pool |