RU2232263C2 - Method for extracting of high-viscosity oil - Google Patents

Abstract

FIELD: development of oil deposits, in particular, extraction of high-viscosity oil by exposing bed to thermal effects.

SUBSTANCE: method involves drilling vertical well; lowering and cementing operating column followed by perforation process; lowering pump-and-compressor pipes and bull pump; hermetically sealing cavity outside pipe by, for example, packer; injecting heat-carrier into well; extracting oil; providing short-wall of vertical well shaft below oil bed bottom so as to form hermetically sealed cement sleeve; drilling side shaft from vertical shaft, with side shaft mouth being arranged above oil-bearing bed roof and its short-wall above water-oil interface; casing side shaft with non-cemented slit-shaped shank; injecting heat-carrier into side shaft; extracting oil from well vertical shaft by means of bull pump mounted on face.

EFFECT: increased oil yield owing to increased steam injection rate and improved bull pump operating conditions during working of weakly cemented low-pressure productive beds in case of availability of water-bearing bed.

3 cl, 2 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам добычи высоковязкой нефти при тепловом воздействии на пласт.The invention relates to the field of oil field development, and in particular to methods for the production of highly viscous oil by thermal action on the reservoir.

Известны способы добычи высоковязкой нефти с помощью теплового воздействия на пласт, при которых бурят с поверхности земли вертикальные скважины с горизонтальным стволом или несколькими горизонтальными стволами, располагаемыми в продуктивном пласте. В каждой скважине устанавливают обсадную колонну с последующей перфорацией, насосно-компрессорные трубы (НКТ), пакер. Теплоноситель подают в НКТ, добычу нефти осуществляют по межтрубному пространству (см. патент РФ №2067168, МПК Е 21 В 43/24, 05.01.94 г. и патент РФ №2070284, МПК Е 21 В 43/24, 13.07.94 г.).Known methods for the production of high-viscosity oil using heat treatment, in which vertical wells are drilled from the surface of the earth with a horizontal wellbore or several horizontal wellbores located in the reservoir. In each well, a casing is installed with subsequent perforation, tubing, tubing. The coolant is supplied to the tubing, oil is produced through the annulus (see RF patent No. 2067168, IPC E 21 B 43/24, 01/05/94, and RF patent No. 2070284, IPC E 21 V 43/24, 07/13/94 .).

Однако известные способы применимы в основном в начальной стадии разработки месторождения при высоких пластовых давлениях.However, the known methods are applicable mainly in the initial stage of field development at high reservoir pressures.

Также известен способ добычи высоковязкой нефти, выбранный в качестве прототипа, включающий бурение вертикальной скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны с последующей перфорацией, спуск насосно-компрессорных труб и штангового насоса, закачку в скважину пара и добычу нефти (см. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1981 г., стр. 78). Один из вариантов исполнения способа предусматривает закачку пара в пласт по НКТ, затем следует выдержка в течение нескольких суток с последующим вводом скважины в эксплуатацию (отбор нефти с помощью штангового насоса). Другой вариант исполнения способа предусматривает нагнетание пара по кольцевому пространству к забою скважины, оборудованной специальным пакером. Одновременно жидкость откачивается скважинным насосом по НКТ.Also known is a method of producing highly viscous oil, selected as a prototype, including drilling a vertical well, launching and cementing the production string, followed by perforation, lowering the tubing and sucker rod pump, injecting steam into the well and producing oil (see Baibakov N.K. , Garushev AR Thermal methods for the development of oil fields. M., Nedra, 1981, p. 78). One of the variants of the method involves the injection of steam into the formation via tubing, followed by exposure for several days with the subsequent commissioning of the well (oil selection using a rod pump). Another embodiment of the method provides for steam injection through the annular space to the bottom of the well, equipped with a special packer. At the same time, the fluid is pumped out by the downhole pump through the tubing.

Недостатком известного способа при его применении в слабосцементированных пластах, содержащих высоковязкую нефть, является то, что при использовании наиболее распространенной конструкции скважины, зацементированной до забоя сплошной эксплуатационной колонной с перфорацией в интервале пласта, возникают проблемы, связанные с освоением скважин под закачку пара. Это обусловлено закупориванием проницаемой части призабойной зоны цементным раствором.The disadvantage of this method when it is used in weakly cemented formations containing highly viscous oil is that when using the most common well design, cemented before the bottom by a continuous production string with perforation in the formation interval, problems arise associated with the development of wells for steam injection. This is due to clogging of the permeable part of the bottomhole zone with cement mortar.

В случае же применения конструкции скважины с открытым забоем призабойная зона под воздействием пара разрушается, что приводит к образованию песчаных пробок, осложняющих работу глубинного насоса. Вместе с тем из-за больших затрат времени на удаление песчаных пробок после закачки пара не удается своевременно, при достаточно высокой температуре пласта, ввести скважину в эксплуатацию, что снижает эффективность пароциклических обработок и добычу нефти.In the case of applying the design of a well with an open bottomhole, the bottom-hole zone is destroyed by steam, which leads to the formation of sand plugs that complicate the operation of the downhole pump. At the same time, due to the large investment of time in removing sand plugs after steam injection, it is not possible to commission the well in time, at a sufficiently high temperature of the formation, which reduces the efficiency of steam cyclic treatments and oil production.

Также следует отметить, что наличие подстилающего водоносного пласта приводит к прорывам воды в нефтяной пласт и резкому обводнению продукции скважины.It should also be noted that the presence of an underlying aquifer leads to water breakthroughs in the oil reservoir and a sharp watering of the well production.

Кроме того, известный способ практически не обеспечивает работу глубинного насоса в залежах с низким пластовым давлением из-за резкого снижения их производительности вплоть до срыва подачи жидкости.In addition, the known method practically does not ensure the operation of the submersible pump in the reservoirs with low reservoir pressure due to a sharp decrease in their productivity up to the disruption of the fluid supply.

Задачей настоящего изобретения является увеличение добычи нефти за счет увеличения темпов закачки пара и улучшения условий работы штангового насоса при разработке слабосцементированных продуктивных пластов с низким пластовым давлением при наличии подстилающего водоносного пласта.The objective of the present invention is to increase oil production by increasing the rate of steam injection and improving the working conditions of the sucker rod pump when developing poorly cemented productive formations with low reservoir pressure in the presence of an underlying aquifer.

Поставленная задача решается тем, что для добычи нефти осуществляют бурение вертикальной скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны с последующей перфорацией, спуск насосно-компрессорных труб и штангового насоса, герметизацию затрубного пространства, например, пакером, закачку в скважину теплоносителя и отбор нефти.The problem is solved in that a vertical well is drilled for oil production, production casing is run and cemented, followed by perforation, tubing and rod pump are lowered, the annulus is sealed, for example, with a packer, coolant is pumped into the well and oil is taken.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:Salient features of the claimed invention are:

- забой вертикального ствола скважины располагают ниже подошвы нефтяного пласта с образованием герметичного цементного стакана;- the bottom of the vertical wellbore is located below the bottom of the oil reservoir with the formation of a sealed cement glass;

- бурят из вертикального ствола скважины боковой ствол, при этом устье бокового ствола располагают над кровлей нефтяного пласта, его забой - выше водонефтяного контакта, а боковой ствол оборудуют незацементированным щелевидным хвостовиком;- a lateral well is drilled from a vertical wellbore, while the lateral wellhead is positioned above the roof of the oil reservoir, its bottom is above the oil-water contact, and the lateral well is equipped with an uncemented slit-like shank;

- закачивают теплоноситель в пласт через боковой ствол, а отбор нефти осуществляют из вертикального ствола скважины штанговым насосом, установленным на забое.- the coolant is pumped into the formation through the sidetrack, and oil is taken from the vertical wellbore with a sucker rod pump.

Одним из вариантов исполнения способа является закачка теплоносителя в боковой ствол по насосно-компрессорным трубам и чередование ее с отбором нефти из вертикального ствола, при этом пакер в затрубном пространстве устанавливают выше устья бокового ствола.One of the variants of the method is the injection of coolant into the sidetrack through tubing and its alternation with the selection of oil from the vertical barrel, while the packer in the annulus is installed above the mouth of the sidetrack.

Другим вариантом исполнения способа является закачка пара в боковой ствол по затрубному пространству при одновременном отборе нефти из вертикального ствола, при этом пакер в затрубном пространстве устанавливают ниже устья бокового ствола.Another embodiment of the method is the injection of steam into the lateral borehole through the annulus while simultaneously extracting oil from the vertical borehole, while the packer in the annulus is set below the mouth of the lateral borehole.

Указанная совокупность существенных признаков позволит решить поставленную задачу увеличения добычи нефти за счет увеличения темпов закачки пара и улучшения условий работы штангового насоса при разработке слабосцементированных продуктивных пластов с низким пластовым давлением при наличии подстилающего водоносного пласта, а именно:The specified set of essential features will allow us to solve the problem of increasing oil production by increasing the rate of steam injection and improving the working conditions of the sucker rod pump when developing poorly cemented reservoirs with low reservoir pressure in the presence of an underlying aquifer, namely:

- благодаря наличию бокового ствола, который не обсаживается цементированной колонной и поэтому сохраняет естественные коллекторские свойства, не возникает проблем с освоением скважины под закачку пара в условиях залежи высоковязкой нефти, так как обеспечивается высокая приемистость скважины и необходимый темп закачки пара, поступающего в пласт через боковой ствол;- due to the presence of a sidetrack, which is not cased in by a cemented column and therefore retains natural reservoir properties, there are no problems with developing a well for steam injection in a highly viscous oil reservoir, as it ensures high injectivity of the well and the required rate of injection of steam entering the formation through the side trunk;

- благодаря тому что забой скважины, где размещают насос, располагают ниже подошвы пласта, в залежах с низким пластовым давлением, обеспечиваются нормальные условия работы насоса за счет поддержания достаточно высокого уровня жидкости над насосом;- due to the fact that the bottom of the well where the pump is placed is located below the bottom of the formation, in the reservoirs with low reservoir pressure, normal operating conditions of the pump are ensured by maintaining a sufficiently high level of fluid above the pump;

- поскольку песчаные пробки образуются только в необсаженном боковом стволе, а насос установлен в вертикальном стволе, вынос песка в боковой ствол скважины не осложняет работу насоса;- since sand plugs are formed only in an open-sided wellbore, and the pump is installed in a vertical wellbore, the removal of sand into the lateral wellbore does not complicate the operation of the pump;

- благодаря тому что зумпф вертикального ствола скважины загерметизирован цементным стаканом, а забой бокового ствола расположен выше подошвы нефтяного пласта, предотвращаются прорывы воды в нефтяной пласт.- due to the fact that the sump of the vertical wellbore is sealed with a cement cup, and the bottom of the sidewall is located above the bottom of the oil reservoir, water breaks into the oil reservoir are prevented.

Таким образом, наличие в скважине двух стволов, вертикального и бокового, и предложенная конструкция скважины обеспечивают высокие темпы закачки пара в пласт и благоприятные условия работы штангового глубинного насоса, что позволяет существенно увеличить добычу нефти из скважин в осложненных условиях, а именно при наличии слабосцементированных пород, пластов с низким пластовым давлением и при наличии подстилающего водоносного пласта.Thus, the presence of two wells in the well, vertical and lateral, and the proposed design of the well provide high rates of steam injection into the formation and favorable working conditions of the sucker rod pump, which can significantly increase oil production from wells in difficult conditions, namely in the presence of weakly cemented rocks , reservoirs with low reservoir pressure and in the presence of an underlying aquifer.

Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательский уровень. Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Изобретение промышленно применимо, т.к. имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.The claimed features of the invention are not obvious to the average person skilled in the art. In this regard, we believe that the claimed invention has an inventive step. The claimed combination of essential features is not known to us from the prior art, therefore, the claimed invention is new. The invention is industrially applicable, because the available equipment and technology developed by us, allow us to fully implement the method.

На фиг.1 приведена конструкция и схема оборудования скважины для добычи нефти при подаче теплоносителя, например пара, по насосно-компрессорным трубам.Figure 1 shows the design and diagram of the equipment of the well for oil production when supplying a coolant, such as steam, through tubing.

На фиг.2 приведена конструкция и схема оборудования скважины для добычи нефти при подаче теплоносителя, например пара, по затрубному пространству.Figure 2 shows the design and diagram of the equipment of the well for oil production when supplying a coolant, such as steam, through the annulus.

С поверхности земли бурят вертикальную скважину 1 с углублением забоя скважины ниже нефтяного пласта, при этом глубину зумпфа 3 определяют исходя из необходимой глубины спуска насоса под уровень жидкости, при которой обеспечивается стабильная работа насоса. Затем в скважину спускают эксплуатационную колонну 4, которую цементируют от забоя до устья и перфорируют в интервале нефтяного пласта 2, при этом зумпф 3 скважины герметизируют с возможностью образования цементного стакана, предотвращающего проникновение воды в нефтяной пласт из подстилающего водоносного горизонта. Из вертикального ствола 1 бурят боковой ствол 5. Устье бокового ствола располагают над кровлей нефтяного пласта. Высота расположения устья бокового ствола над кровлей нефтяного пласта зависит от технических средств, используемых при бурении скважин. Забой бокового ствола располагают выше водонефтяного контакта для предотвращения проникновения воды в нефтяной пласт из подстилающего водоносного горизонта. Затем боковой ствол обсаживают незацементированным щелевидным хвостовиком 6. В вертикальный ствол скважины спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) 7 с посадочным гнездом под насос 8, при этом могут быть использованы как обычные, так и термоизолированные трубы. Затем в НКТ спускают штанговый глубинный вставной насос 9. Затрубное пространство между эксплуатационной колонной и НКТ герметизируют, например, пакером 10, при этом при подаче теплоносителя по НКТ пакер устанавливают выше устья бокового ствола 5 для предотвращения потерь тепла, а при подаче теплоносителя по затрубному пространству пакер 10 устанавливают ниже устья бокового ствола 5 для предотвращения прорыва пара в насос.A vertical well 1 is drilled from the surface of the earth with a bottom hole deepening below the oil reservoir, while the depth of the sump 3 is determined based on the necessary depth of the pump lowering to the liquid level, which ensures stable operation of the pump. Then, production casing 4 is lowered into the well, which is cemented from the bottom to the mouth and perforated in the interval of the oil reservoir 2, while the sump 3 of the well is sealed with the possibility of forming a cement cup preventing water from entering the oil reservoir from the underlying aquifer. A lateral barrel 5 is drilled from a vertical trunk 1. The mouth of the lateral trunk is positioned above the roof of the oil reservoir. The height of the lateral shaft mouth above the roof of the oil reservoir depends on the technical means used when drilling wells. The sidewall face is positioned above the oil-water contact to prevent water from entering the oil reservoir from the underlying aquifer. Then, the lateral barrel is planted with an uncemented slit-shaped shank 6. The tubing 7 is lowered into the vertical wellbore with a mounting socket for pump 8, and both conventional and thermally insulated pipes can be used. Then, a sucker-rod deep-well pump 9 is lowered into the tubing. The annulus between the production string and tubing is sealed, for example, with a packer 10, while when the coolant is supplied through the tubing, the packer is installed above the mouth of the side barrel 5 to prevent heat loss, and when the coolant is supplied through the annulus the packer 10 is installed below the mouth of the side barrel 5 to prevent breakthrough of steam into the pump.

Пример осуществления способа.An example implementation of the method.

Способ может быть осуществлен на Ярегском месторождении высоковязкой нефти, где продуктивный пласт подстилается подошвенной водой и характеризуется низким пластовым давлением ~ 0,2 МПа. Для реализации способа с поверхности земли бурят вертикальную скважину 1 с расположением забоя ниже подошвы продуктивного пласта 2, то есть с зумпфом 3 (фиг.1). Глубина зумпфа должна быть не меньше необходимой высоты динамического уровня жидкости над приемом насоса. Необходимая высота динамического уровня жидкости принимается такой, чтобы давление на приеме насоса было не меньше давления насыщения нефти газом. Так, для условий Ярегского месторождения, где давление насыщения нефти газом равно ~0,2 МПа, необходимая высота динамического уровня жидкости и, следовательно, глубина зумпфа должна быть не менее 20 м. После окончания бурения вертикального ствола в скважину спускают эксплуатационную колонну 4, которую цементируют термостойким цементом до устья скважины, обеспечивая герметичный цементаж нижней части колонны для исключения поступления в ствол скважины подошвенной воды. Затем скважину перфорируют в интервале продуктивного пласта. После этого бурят наклонный боковой ствол 5, располагая его забой на ~1-2 м выше водонефтяного контакта для предотвращения прорыва подошвенных вод. С учетом используемых для бурения технических средств высота устья, место засечки, бокового ствола будет располагаться на ~5-10 м выше кровли нефтяного пласта. В боковой ствол 5 спускают хвостовик-фильтр 6.The method can be carried out at the Yaregskoye field of high-viscosity oil, where the reservoir is underlain with bottom water and is characterized by a low reservoir pressure of ~ 0.2 MPa. To implement the method, a vertical well 1 is drilled from the surface of the earth with a bottom located below the bottom of the producing formation 2, that is, with a sump 3 (Fig. 1). The sump depth must not be less than the required height of the dynamic fluid level above the pump intake. The necessary height of the dynamic liquid level is taken so that the pressure at the pump inlet is not less than the pressure of oil saturation with gas. So, for the conditions of the Yaregskoye field, where the pressure of oil saturation with gas is ~ 0.2 MPa, the necessary height of the dynamic level of the liquid and, therefore, the depth of the sump should be at least 20 m. After the completion of drilling a vertical well, production casing 4 is lowered into the well, which cemented with heat-resistant cement to the wellhead, providing tight cementation of the bottom of the column to prevent the entry of plantar water into the wellbore. Then the well is perforated in the interval of the reservoir. After that, the inclined lateral shaft 5 is drilled, placing its bottom face ~ 1-2 m above the oil-water contact to prevent the outflow of bottom water. Taking into account the technical means used for drilling, the height of the mouth, the notch, and the sidetrack will be located ~ 5-10 m above the roof of the oil reservoir. In the lateral barrel 5 lower the filter shank 6.

По варианту 1 (см. фиг.1) в зумпф 3 скважины спускают термоизолированные насосно-компрессорные трубы 7 с посадочным гнездом 8 и пакером 9, который устанавливают выше устья, места засечки, бокового ствола 5. Затем в насосно-компрессорные трубы спускают глубинный вставной штанговый насос 9. Перед закачкой теплоносителя, например пара, поднимают вставной насос 9 из посадочного гнезда 8 и через колонну НКТ и образовавшийся зазор закачивают пар, который поступает в продуктивный пласт через перфорационные отверстия и боковой ствол 5. После закачки расчетного количества пара закачку пара прекращают, спускают вставной насос 9 в гнездо 8 и ведут отбор нефти из скважины, которую продолжают до тех пор, пока дебит нефти не снизится до минимально рентабельного уровня ~0,5 т/сут.According to option 1 (see Fig. 1), thermally insulated tubing pipes 7 are lowered into the sump 3 of the well 7 with a seat socket 8 and a packer 9, which is installed above the mouth, notch, side trunk 5. Then, a deep insertion pipe is lowered into the tubing sucker rod pump 9. Before pumping coolant, such as steam, the plug-in pump 9 is lifted from the seat socket 8 and steam is pumped through the tubing string and the resulting gap, which enters the reservoir through the perforation holes and the side barrel 5. After injection an even amount of steam, the steam injection is stopped, the plug-in pump 9 is lowered into socket 8 and the oil is taken from the well, which is continued until the oil production rate drops to a minimum cost-effective level of ~ 0.5 t / day.

По варианту 2 (см. фиг.2) пакер 10 устанавливают ниже устья, места засечки, бокового ствола и пар закачивают по затрубному пространству вертикальной скважины непосредственно в боковой ствол 5. Одновременно осуществляют отбор глубинным насосом 9 нефти, вытесняемой в вертикальный ствол паром. В случае прорыва пара из бокового ствола 5 в вертикальный ствол 1 отбор нефти из зумпфа 3 прекращают. После закачки расчетного количества пара закачку пара прекращают и вновь начинают отбор нефти из скважины, которую продолжают до тех пор, пока дебит нефти не снизится до минимально рентабельного уровня ~0,5 т/сут.In option 2 (see Fig. 2), the packer 10 is installed below the mouth, the notch, the sidetrack, and the steam is pumped through the annulus of the vertical well directly into the sidetrack 5. At the same time, the deep pump 9 selects the oil displaced into the vertical barrel by steam. In the event of a breakthrough of steam from the side barrel 5 into the vertical barrel 1, the selection of oil from the sump 3 is stopped. After the calculated amount of steam has been injected, the steam is stopped and the oil is again taken from the well, which continues until the oil production rate drops to a minimum cost-effective level of ~ 0.5 t / day.

Способ добычи нефти по варианту 1 более целесообразно применять при большой глубине залегания продуктивного пласта, более 200 м.The method of oil production according to option 1 is more appropriate to apply with a large depth of the productive formation, more than 200 m

Способ добычи нефти по варианту 2 применяют при небольшой глубине залегания продуктивного пласта, менее 200 м. Это обусловлено тем, что при увеличении глубины залегания пласта при закачке пара по затрубному пространству возрастают потери тепла в прилегающие породы. В то же время при закачке пара в боковой ствол через затрубное пространство появляется возможность интенсифицировать добычу нефти за счет одновременного с закачкой пара отбора нефти из скважины.The method of oil production according to option 2 is used with a shallow depth of the productive formation, less than 200 m. This is due to the fact that with an increase in the depth of the formation when injecting steam through the annulus, heat losses in adjacent rocks increase. At the same time, when steam is injected into the sidetrack through the annulus, it becomes possible to intensify oil production due to simultaneous steam injection of oil from the well.

Окончательный выбор оптимального варианта определяют на основе технико-экономического анализа.The final choice of the best option is determined on the basis of a feasibility study.

Claims (3)

1. Способ добычи высоковязкой нефти, включающий бурение вертикальной скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны с последующей перфорацией, спуск насосно-компрессорных труб и штангового насоса, герметизацию затрубного пространства, например, пакером, закачку в скважину теплоносителя и отбор нефти, отличающийся тем, что забой вертикального ствола скважины располагают ниже подошвы нефтяного пласта с образованием герметичного цементного стакана, из вертикального ствола бурят боковой ствол, при этом устье бокового ствола располагают над кровлей нефтяного пласта, его забой - выше водонефтяного контакта, а боковой ствол обсаживают незацементированным щелевидным хвостовиком, при этом закачку теплоносителя ведут в боковой ствол, а отбор нефти из вертикального ствола скважины штанговым насосом, установленным на забое.1. A method of producing highly viscous oil, including drilling a vertical well, lowering and cementing the production string, followed by perforation, lowering the tubing and sucker rod pump, sealing the annulus, for example, with a packer, pumping coolant into the well and taking oil, characterized in that the bottom hole of the vertical wellbore is located below the bottom of the oil reservoir with the formation of an airtight cement cup, a lateral trunk is drilled from the vertical wellbore, while the mouth of the lateral wellbore p spolagayut above the roof of the oil reservoir, its culling - above water contact and sidetrack cased slit uncemented liner, the injection of coolant lead into the lateral bore, and the selection of a vertical oil well sucker rod pump stem, mounted on the bottom. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку теплоносителя в боковой ствол осуществляют по насосно-компрессорным трубам и чередуют с отбором нефти из вертикального ствола, при этом пакер в затрубном пространстве устанавливают выше устья бокового ствола.2. The method according to claim 1, characterized in that the coolant is pumped into the sidetrack via tubing and is alternated with the selection of oil from the vertical trunk, with the packer installed in the annulus above the mouth of the sidetrack. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку пара в боковой ствол осуществляют по затрубному пространству и одновременно ведут отбор нефти из вертикального ствола, при этом пакер в затрубном пространстве устанавливают ниже устья бокового ствола.3. The method according to claim 1, characterized in that the steam is injected into the sidetrack through the annulus and at the same time oil is taken from the vertical trunk, while the packer is installed below the mouth of the sidetrack in the annulus.

Images