RU2287677C1 - Method for extracting oil-bitumen deposit - Google Patents

Abstract

FIELD: oil industry, possible use for extracting a deposit of high viscosity and bituminous oil.

SUBSTANCE: in accordance to method, two-mouth horizontal well is built. Above extractive two-mouth horizontal well in parallel to it, forcing two-mouth horizontal well is built. Penetration zone is formed between wells due to forcing of water steam into both wells. After creation of penetration zone, steam is fed only into forcing two-mouth horizontal well, while product is extracted from extracting two-mouth horizontal well. Dryness degree of steam being forced in is periodically alternated. Firstly, high dryness steam is forced in to increase performance of forcing two-mouth horizontal well and share of steam in product being extracted, then low dryness steam is forced in, volume of which is determined on basis of increase of forcing pressure, which is maintained at level not exceeding opening pressure of vertical cracks. Product is extracted from extracting two-mouth horizontal well until full depletion of productive bed.

EFFECT: increased pace of warming-up, oil extraction and decreased energy costs of thermal effect process.

1 tbl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity and bitumen oil.

Известен способ эксплуатации двухустьевой горизонтальной скважины, включающий вскрытие продуктивного пласта, насыщенного высоковязкой нефтью или битумом, горизонтальным стволом и его крепление обсадной эксплуатационной колонной, оборудование устья, перфорацию и освоение скважины. После установки оборудования для отбора углеводородов на втором устье скважину осваивают и начинают добычу из устьев и при приближении контура заводнения к месту установки пакера внутритрубное пространство эксплуатационной колонны в интервале установки пакера перекрывают, например, полимерным тампоном, и устье, расположенное на стороне, противоположной направлению перемещения контура заводнения, используют для нагнетания жидкого или газообразного агента для поддержания пластового давления, а противоположное устье - для добычи углеводородов (патент РФ №2159317, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 2000.11.20).A known method of operating a two-well horizontal well, which includes opening a productive formation saturated with highly viscous oil or bitumen, a horizontal well and fixing it with a casing production string, wellhead equipment, perforation and well development. After installing the equipment for the selection of hydrocarbons at the second wellhead, the well is developed and production begins from the mouths, and when the waterflood circuit approaches the packer installation site, the in-pipe production casing in the packer installation interval is closed, for example, with a polymer swab, and the mouth located on the side opposite to the direction of movement water flooding, used to inject a liquid or gaseous agent to maintain reservoir pressure, and the opposite mouth - for coal mining hydrogens (RF patent No. 2159317, class E 21 B 43/20, publ. 2000.11.20).

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

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий бурение двухустьевой горизонтальной скважины, крепление ее эксплуатационной колонной, протаскиваемой с одного устья по стволу к другому совместно с пакерами для установки последних в кровле продуктивного пласта, подъем и подачу нефти в выкидную линию на одном из устьев скважины. Устьевые участки эксплуатационной колонны соединяют между собой наземным участком в виде дугообразного трубопровода с идентичным внутренним диаметром с образованием замкнутого канала, упомянутый наземный участок которого закрепляют на опорной раме приводного узла. Для этого в эксплуатационной колонне размещают дополнительную колонну, выполняющую функцию насосно-компрессорной трубы в подземной части и имеющую перфорационные каналы для сообщения с продуктивным пластом. В полости дополнительной колонны на равноудаленных расстояниях друг от друга устанавливают систему цилиндрических элементов, соединенных между собой посредством силовых тяг с формированием замкнутой тяговой системы. Участки подземной части колонны насосно-компрессорных труб от устьев скважины до границ перфорационного участка эксплуатационной колонны совместно с упомянутыми цилиндрическими элементами образуют поршневые насосные пары. В процессе эксплуатации осуществляют принудительное перемещение системы цилиндрических элементов с помощью приводного узла с непрерывным последовательным вытеснением нефти из колонны насосно-компрессорных труб посредством упомянутых выше поршневых насосных пар (Патент РФ №2246001, кл. Е 21 В 43/24, опубл. 2005.02.10).A known method of developing deposits of highly viscous oil or bitumen, including drilling a two-mouth horizontal well, securing it with a production string, dragged from one wellhead along the trunk to another together with packers for installing the latter in the roof of a productive formation, lifting and supplying oil to a flow line at one of the mouths wells. The wellhead sections of the production casing are interconnected by a ground section in the form of an arcuate pipeline with an identical inner diameter to form a closed channel, the above ground section of which is fixed to the supporting frame of the drive unit. To do this, in the production casing place an additional casing, performing the function of a tubing in the underground part and having perforation channels for communication with the reservoir. A system of cylindrical elements interconnected by means of power rods with the formation of a closed traction system is installed in the cavity of the additional column at equidistant distances from each other. The sections of the underground part of the tubing string from the wellhead to the boundaries of the perforation section of the production string together with the said cylindrical elements form piston pumping pairs. During operation, a system of cylindrical elements is forcedly moved using a drive unit with continuous successive oil displacement from the tubing string by means of the piston pump pairs mentioned above (RF Patent No. 22600600, class E 21 V 43/24, publ. 2005.02.10 )

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

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение непрерывной (двухустьевой) скважины с образованием ее выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку в пробуренную скважину обсадной колонны, цементирование затрубного пространства по всей длине, перфорирование обсадной колонны в интервале горизонтального участка, установку внутри обсадной трубы насосно-компрессорных труб с центраторами, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб с входного и выходного участков, отбор продукта по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку (патент РФ №2211318, кл. Е 21 В 43/24, опубл. 27.08.2003).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing an oil field, including drilling a continuous (double-well) well with the formation of its output section upward with an inclination from the reservoir to the surface, installing a casing in the drilled well, cementing the annulus along the entire length, perforation of the casing in the interval of the horizontal section, installation of tubing with centralizers inside the casing, supply of t plonositelya the column tubing with the inlet and outlet sections, the selection of the product at the outlet portion with continued pumping coolant through an input section (RF patent №2211318, Cl. E 21 B 43/24, publ. 27.08.2003).

Основным недостатком данного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, т.к. при закачке пара и одновременном отборе нефти из одной скважины происходят быстрые прорывы пара, а при циклическом воздействии - непроизводительный расход пара на повторный прогрев остывшего продуктивного пласта за период отбора, т.е. большая энергозатратность.The main disadvantage of this method is the lack of oil recovery, because when steam is injected and oil is simultaneously withdrawn from one well, steam breaks out quickly, and during cyclic exposure, the steam is unproductive for re-heating the cooled reservoir during the selection period, i.e. high energy consumption.

В предложенном способе решается задача повышения темпа прогрева, нефтеизвлечения и сокращение энергетических затрат на проведение процесса теплового воздействия.The proposed method solves the problem of increasing the rate of heating, oil recovery and reducing energy costs for the process of heat exposure.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтебитумной залежи, включающем строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, согласно изобретению выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.The problem is solved in that in a method for developing an oil and bitumen deposit, including the construction of a producing double-well horizontal well and product selection, according to the invention, a double-well horizontal horizontal well is built parallel to it, a permeable zone between the wells is built above the producing double-well horizontal well, by creating water vapor in both wells, after creating the permeable zone, steam is supplied only to the injection double-well horizontal well, and along the producing double-well a horizontal well is sampled, while the degree of dryness of the injected steam is periodically alternated, first steam of a high degree of dryness is pumped up to increase the injectivity of the injection double-well horizontal well and the proportion of steam in the selected product, and then steam of low degree of dryness is pumped, the volume of which is determined by the increase in the injection pressure, which is supported not exceeding the pressure of the opening of vertical cracks, and the products are taken along the producing double-mouth horizontal well to the floor Second generation productive formation.

Признаками изобретения являются:The features of the invention are:

1. строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины;1. construction of a producing double-mouth horizontal well;

2. отбор продукции;2. selection of products;

3. выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строительство нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины;3. above the producing double-mouth horizontal well parallel to it, the construction of the injection double-mouth horizontal well;

4. создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины;4. creating a permeable zone between the wells by injecting water vapor into both wells;

5. после создания проницаемой зоны подача пара только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину;5. after creating the permeable zone, steam is supplied only to the injection double-well horizontal well;

6. по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбор продукции;6. for the production double-wellhead horizontal well, the selection of products;

7. периодическое чередование степени сухости закачиваемого пара;7. periodic alternation of the degree of dryness of the injected steam;

8. вначале закачивание пара высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции;8. first, the injection of steam with a high degree of dryness to increase the injectivity of the injection double-well horizontal well and the proportion of steam in the selected product;

9. закачка пара малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин;9. injection of steam of low degree of dryness, the volume of which is determined by increasing the discharge pressure, which is maintained not exceeding the pressure of the opening of vertical cracks;

10. отбор продукции по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.10. selection of products for a producing two-well horizontal well to the full development of the reservoir.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-10 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1, 2 are common with the prototype, signs 3-10 are the essential distinguishing features of the invention.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

Разработка залежей высоковязкой и битумной нефти характеризуется низким темпом отбора и нефтеизвлечением. Задачей предлагаемого изобретения является увеличение темпа прогрева пласта, повышение коэффициента нефтеизвлечения и охвата пласта тепловым воздействием и вытеснением.The development of deposits of high-viscosity and bitumen oil is characterized by a low rate of selection and oil recovery. The objective of the invention is to increase the rate of heating of the reservoir, increasing the coefficient of oil recovery and formation coverage by thermal exposure and displacement.

На фиг.1-3 представлена схема реализации предлагаемого способа: на фиг.1 - операция проводки двухустьевых пар скважин с выходом на поверхность, на фиг.2 - операция установки оборудования для прогрева продуктивного пласта, на фиг.3 - операция закачки теплоносителя и отбора продукта.In Fig.1-3 presents a diagram of the implementation of the proposed method: Fig.1 - the operation of post-mouth pairs of wells with access to the surface, Fig.2 - the installation of equipment for heating the reservoir, in Fig.3 - the operation of pumping the coolant and selection product.

Условные обозначения: 1 - продуктивный пласт; 2 - нагнетательная двухустьевая горизонтальная скважина; 3 - добывающая двухустьевая горизонтальная скважина; 4 - кондуктор; 5 - перфорированная обсадная колонна; 6 - центратор; 7 - колонна насосно-компрессорных труб; 8 - пакер; 9 - парогенератор; 10 - свабный насос; 11 - установка намотки каната свабного насоса.Legend: 1 - reservoir; 2 - injection double-well horizontal well; 3 - producing double mouth horizontal well; 4 - conductor; 5 - perforated casing; 6 - centralizer; 7 - column tubing; 8 - packer; 9 - steam generator; 10 - swab pump; 11 - installation of the winding rope of the swab pump.

Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.

На месторождении высоковязкой нефти бурят пару двухустьевых горизонтальных скважин (фиг.1), которая состоит из нагнетательной скважины 2 и добывающей скважины 3, залегающей в пласте 1 ниже уровня нагнетательной скважины 2, с образованием выходных участков вверх с наклоном от продуктивного пласта 1 до дневной поверхности. Устанавливают кондуктор 4 от поверхности до кровли продуктивного пласта 1, цементируют затрубное пространство, спускают перфорированную обсадную колонну 5 с центраторами 6, устанавливают внутри обсадной трубы с каждого устья колонны насосно-компрессорных труб 7 с пакерами 8. Создают проницаемую зону между нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважиной 2 и добывающей двухустьевой горизонтальной скважиной 3 за счет нагнетания пара в нагнетательную скважину 2 и добывающую скважину 3 по колонне насосно-компрессорных труб 7 с входного и выходного участков. Пар вырабатывают парогенератором 9 при давлении, равном или большем бокового горного давления, при котором раскрываются вертикальные трещины. Пар по трещинам поступает в зону между скважинами 2 и 3. Происходит ускоренный прогрев пласта 1. После снятия давления трещины смыкаются, охват пласта 1 теплом увеличивается. После создания проницаемой зоны теплоноситель подают только в нагнетательную скважину 2 (фиг.2), причем степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют.A pair of horizontal well wells is drilled at a high-viscosity oil field (Fig. 1), which consists of an injection well 2 and a production well 3 lying in the formation 1 below the level of the injection well 2, with the formation of output sections upward with an inclination from the productive formation 1 to the day surface . The conductor 4 is installed from the surface to the top of the producing formation 1, the annulus is cemented, the perforated casing 5 with centralizers 6 is lowered, and inside the casing pipe from each wellhead of the tubing 7 with packers 8 is installed. A permeable zone is created between the two-well horizontal injection well 2 and producing double-mouth horizontal well 3 by injecting steam into injection well 2 and producing well 3 through a string of tubing 7 from the input and output sections. Steam is generated by the steam generator 9 at a pressure equal to or greater than the lateral rock pressure at which vertical cracks open. Steam through the cracks enters the zone between wells 2 and 3. Accelerated heating of the formation 1 occurs. After the pressure is removed, the cracks close, the coverage of the formation 1 with heat increases. After creating a permeable zone, the coolant is supplied only to the injection well 2 (figure 2), and the degree of dryness of the injected steam is periodically alternated.

В пласт 1 вначале нагнетают теплоноситель - пар высокой степени сухости, который, при рабочем давлении нагнетания, за счет высокой подвижности преимущественно поступает в высокопроницаемую часть продуктивного пласта 1, охватывая неравномерно пласт 1.First, a coolant is injected into the formation 1 — steam of a high degree of dryness, which, at the working pressure of injection, due to high mobility mainly enters the highly permeable part of the productive formation 1, covering the formation 1 unevenly.

При увеличении приемистости нагнетательной скважины 2 и доли пара в отбираемой продукции добывающей скважины 3 переходят на закачку пара малой степени сухости. Пар малой степени сухости с большим содержанием жидкой фазы внедряется в прогретый паром высокой степени сухости высокопроницаемый интервал пласта 1 и как жидкая фаза способствует снижению проницаемости данного интервала для газовой фазы, закупоривая ее, что приводит в результате к охвату воздействием других интервалов пласта 1. Необходимый объем пара малой степени сухости, закачиваемой в скважину, определяют по изменению (повышению) давления нагнетания, которое не должно превышать давления раскрытия вертикальных трещин.With an increase in injectivity of injection well 2 and the proportion of steam in the selected products of producing well 3, they switch to injecting steam of a low degree of dryness. Vapor of low degree of dryness with a high content of the liquid phase is introduced into the highly permeable interval of the formation 1 heated by steam of a high degree of dryness and, as the liquid phase, helps to reduce the permeability of this interval for the gas phase, clogging it, resulting in coverage by the influence of other intervals of the formation 1. Required volume steam of a small degree of dryness injected into the well is determined by the change (increase) in the injection pressure, which should not exceed the opening pressure of vertical cracks.

Далее переходят на закачку пара высокой степени сухости пара, который заполняет свободный интервал пласта 1, в результате в прогрев вовлекается новый интервал пласта 1 и тем самым увеличивается охват пласта воздействием и вытеснением.Then they switch to the injection of steam with a high degree of dryness of the steam, which fills the free interval of the formation 1, as a result, a new interval of the formation 1 is involved in the heating, thereby increasing the coverage of the formation by impact and displacement.

Отбирают продукт по добывающей скважине 3 путем транспортирования ее с помощью поршня к поверхности по обсадной колонне 5, имеющей два выхода на поверхность. Отбор продукции ведут до полной выработки продуктивного пласта 1. Пример конкретного выполненияThe product is taken through a production well 3 by transporting it with a piston to the surface along a casing 5 having two exits to the surface. The selection of products lead to the complete development of the reservoir 1. An example of a specific implementation

Разрабатывают Ашальчинское месторождение битумной нефти. На Ашальчинском месторождении, находящемся на глубине 90 м, представленном неоднородными пластами 1 толщиной 20-30 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 0,265 мкм², с нефтью, имеющей плотность 956 кг/м³ и вязкость 12206 мПа·с, бурят пару скважин (фиг.1), которая состоит из нагнетательной скважины 2 и добывающей скважины 3, залегающей в залежи ниже уровня нагнетательной скважины 2, с образованием выходных участков вверх с наклоном от продуктивного пласта 1 до дневной поверхности, устанавливают кондуктор 4 от поверхности до кровли продуктивного пласт. Затем цементируют затрубное пространство, спускают перфорированную обсадную колонну 5 с центраторами 6 и устанавливают внутри обсадной трубы с каждого устья колонны насосно-компрессорных труб 7, центрируют пакерами 8. По колоннам насосно-компрессорных труб 7 с входного и выходного участков проводят закачку (фиг.2) теплоносителя - пара при давлении 2,1 МПа, что равно боковому горному давлению. При этом раскрываются вертикальные трещины, по которым пар поступает в зону между скважинами 2 и 3. Происходит ускоренный прогрев пласта 1. После снятия давления трещины смыкаются, охват пласта 1 теплом увеличивается, за счет чего создается обширная проницаемая зона. Далее теплоноситель подают только в нагнетательную скважину 2 (фиг.3), причем степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют.The Ashalchinskoye bitumen oil field is being developed. At the Ashalchinskoye field, located at a depth of 90 m, represented by heterogeneous formations 1 with a thickness of 20-30 m with a temperature of 8 ° C, a pressure of 0.5 MPa, oil saturation of 0.70 units, a porosity of 30%, and a permeability of 0.265 μm ² , s oil, having a density of 956 kg / m ³ and a viscosity of 12206 MPa · s, drill a couple of wells (Fig. 1), which consists of an injection well 2 and a production well 3, which lies in a deposit below the level of an injection well 2, with the formation of output sections up with a slope from the reservoir 1 to the surface, set to nduktor 4 from the surface to the producing formation roof. Then the annulus is cemented, the perforated casing 5 with centralizers 6 is lowered and installed inside the casing from each mouth of the tubing string 7, centered by packers 8. Injection is carried out along the tubing string 7 from the inlet and outlet sections (Fig. 2 ) coolant - steam at a pressure of 2.1 MPa, which is equal to the lateral mountain pressure. In this case, vertical cracks open, through which steam enters the zone between wells 2 and 3. An accelerated heating of the formation 1 occurs. After the pressure is removed, the cracks close, the coverage of the formation 1 with heat increases, thereby creating an extensive permeable zone. Next, the coolant is supplied only to the injection well 2 (figure 3), and the degree of dryness of the injected steam is periodically alternated.

В пласт 1 вначале нагнетают теплоноситель - пар высокой степени сухости, равной 0,8-0,9 д.ед., который при рабочем давлении нагнетания 0,8 МПа за счет высокой подвижности преимущественно поступает в высокопроницаемую часть продуктивного пласта 1, охватывая неравномерно пласт 1.First, a coolant is injected into the reservoir 1 — steam of a high degree of dryness equal to 0.8-0.9 units, which, at the working pressure of 0.8 MPa, due to its high mobility, mainly enters the highly permeable part of the reservoir 1, covering the formation unevenly one.

При увеличении приемистости нагнетательной скважины 2 и доли пара в отбираемой продукции добывающей скважины 3 переходят на закачку пара малой степени сухости, равной 0,2-0,4 д.ед. Пар малой степени сухости с большим содержанием жидкой фазы внедряется в прогретый паром высокой степени сухости высокопроницаемый интервал пласта 1 и закупоривает ее. Закачку пара малой степени сухости прекращают при повышении давления до 2,1 МПа и переходят на закачку пара высокой степени сухости пара, равном 0,8-0,9 д.ед., который заполняет свободный интервал пласта 1.With an increase in injectivity of injection well 2 and the proportion of steam in the selected products of producing well 3, they switch to injecting steam with a low degree of dryness equal to 0.2-0.4 units. Steam of low degree of dryness with a high content of the liquid phase is introduced into the highly permeable interval of the formation 1 heated by steam of a high degree of dryness and clogs it. The injection of steam with a low degree of dryness is stopped when the pressure rises to 2.1 MPa and they are transferred to the injection of steam with a high degree of dryness of steam equal to 0.8-0.9 units, which fills the free interval of the formation 1.

После создания проницаемой зоны осуществляют отбор продукции по добывающей скважине 3 путем транспортирования ее к поверхности с помощью поршня по обсадной колонне 5, имеющей два выхода на поверхность. Отбор продукции ведут до полной выработки продуктивного пласта 1.After creating a permeable zone, products are selected for production well 3 by transporting it to the surface using a piston along the casing 5, which has two exits to the surface. The selection of products lead to the complete development of the reservoir 1.

Благодаря подаче теплоносителя с входного и выходного участка добывающей 3 и нагнетательной 2 скважин при давлении, равном или большем бокового горного, ускоряется прогрев пласта 1; вследствие периодической смены степени сухости подаваемого пара увеличивается охват пласта 1 воздействием, равномерно вырабатывается пласт 1 и, как результат, существенно повышается нефтеизвлечение. Темп отбора битумной нефти за счет ускорения прогрева пласта увеличился с 1,3% до 5,9% от извлекаемых запасов нефти, затраты пара на прогрев пласта уменьшились на 35% по сравнению с прототипом.Due to the flow of coolant from the input and output sections of the producing 3 and injection 2 wells at a pressure equal to or greater than the lateral mountain, heating of the formation 1 is accelerated; due to a periodic change in the degree of dryness of the supplied steam, the coverage of formation 1 by exposure increases, formation 1 is uniformly produced and, as a result, oil recovery is significantly increased. The rate of selection of bitumen oil due to the acceleration of heating the reservoir increased from 1.3% to 5.9% of the recoverable oil reserves, the cost of steam for heating the reservoir decreased by 35% compared with the prototype.

Сравнение эффективности применения предлагаемого способа приведено в таблице. Из таблицы следует, что предложенный способ позволяет добыть дополнительно 162,5 тыс.т. нефти.Comparison of the effectiveness of the proposed method is shown in the table. From the table it follows that the proposed method allows to obtain an additional 162.5 thousand tons oil.

Применение предложенного способа позволит повысить темп прогрева, нефтеизвлечение и сократить энергетические затраты на проведение процесса теплового воздействия.Application of the proposed method will increase the rate of heating, oil recovery and reduce energy costs for the process of heat exposure.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способаTechnical and economic effectiveness of the proposed method ПоказателиIndicators ПрототипPrototype Предлагаемый способThe proposed method Балансовые запасы, тыс.т.Balance reserves, thousand tons 590590 590590 Средний дебит по нефти, т/сутThe average oil flow rate, t / day 88 1717 Коэффициент охвата пласта воздействием, д.ед.The coefficient of coverage of the reservoir impact, unit 0,400.40 0,700.70 Коэффициент охвата пласта заводнением, д.ед.The coverage coefficient of the formation by water flooding, d.ed. 0,550.55 0,800.80 Коэффициент вытеснения, д.ед.The displacement factor, unit 0,500.50 0,680.68 Коэффициент извлечения нефти, д.ед.Oil recovery ratio, unit 0,110.11 0,380.38 Извлекаемые запасы нефти, тыс.т.Recoverable oil reserves, thousand tons 6565 224224 Дополнительная добыча нефти, тыс.т.Additional oil production, thousand tons -- 162,5162.5 Ценность дополнительной добычи нефти, млн руб.The value of additional oil production, million rubles -- 10551055 Затраты, млн руб.Costs, million rubles -- 44,044.0 Народно-хозяйственный эффект, млн руб.National economic effect, million rubles -- 1011,01011.0

Claims (1)

Способ разработки нефтебитумной залежи, включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, отличающийся тем, что выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.A method for developing an oil and bitumen deposit, including the construction of a production double-well horizontal well and production selection, characterized in that an injection double-well horizontal well is built parallel to it above the producing double-well horizontal well, creating a permeable zone between the wells by injecting water vapor into both wells, after creating the permeable zone steam is supplied only to the injection double-well horizontal well, and through the producing double-well horizontal well production is taken, while the degree of dryness of the injected steam is periodically alternated, first, steam of a high degree of dryness is pumped up to increase the injectivity of an injection double-well horizontal well and the proportion of steam in the selected product, and then steam of a low degree of dryness is pumped, the volume of which is determined by the increase in the injection pressure, which is maintained not exceeding the pressure of the opening of vertical cracks, and the products are taken along the producing two-mouth horizontal well until the full production of formation.

Images