RU2607486C2 - Method of high-viscosity oil deposits development with possibility of periodic formation heating - Google Patents
Method of high-viscosity oil deposits development with possibility of periodic formation heating Download PDFInfo
- Publication number
- RU2607486C2 RU2607486C2 RU2015100443A RU2015100443A RU2607486C2 RU 2607486 C2 RU2607486 C2 RU 2607486C2 RU 2015100443 A RU2015100443 A RU 2015100443A RU 2015100443 A RU2015100443 A RU 2015100443A RU 2607486 C2 RU2607486 C2 RU 2607486C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- heating
- well
- vertical
- face
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 47
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 title claims abstract description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 5
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 3
- 239000004449 solid propellant Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000012993 chemical processing Methods 0.000 abstract 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 36
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 19
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 11
- 239000000047 product Substances 0.000 description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 10
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 8
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 7
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 5
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 5
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 4
- 244000309464 bull Species 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 3
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000002925 chemical effect Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 2
- 239000011551 heat transfer agent Substances 0.000 description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000256602 Isoptera Species 0.000 description 1
- KCZFLPPCFOHPNI-UHFFFAOYSA-N alumane;iron Chemical compound [AlH3].[Fe] KCZFLPPCFOHPNI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003001 depressive effect Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 1
- 239000008247 solid mixture Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/243—Combustion in situ
- E21B43/247—Combustion in situ in association with fracturing processes or crevice forming processes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Solid Fuels And Fuel-Associated Substances (AREA)
- Feeding And Controlling Fuel (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождений высоковязкой нефти. The invention relates to the oil industry and may find application in the development of high-viscosity oil fields.
Известен способ строительства многоствольной скважины (пат. РФ №2494215, кл. E21B 7/04, опубл. 27.09.2013. Бюл. №27), включающий бурение основного ствола и дополнительных боковых стволов, вскрывающих другие пласты или разные участки одного и того же пласта. Перед строительством определяют забойные давления при эксплуатации вскрываемых пластов или участков одного пласта. Вход в каждый боковой ствол из основного располагают выше динамических уровней жидкости, соответствующих этим давлениям. После вскрытия и оборудования боковых стволов на устье скважины возможно создание повышенного давления для регулирования динамических уровней жидкости стволов. Способ позволяет одновременно-раздельно эксплуатировать пласты со своими забойными давлениями, не смешивая их продукцию и осуществляя ее раздельный подъем, без дополнительного оборудования.A known method of constructing a multilateral well (US Pat. RF No. 2494215, class E21B 7/04, publ. 09/27/2013. Bull. No. 27), including drilling the main trunk and additional sidetracks, revealing other layers or different sections of the same layer. Before construction, bottomhole pressures are determined during exploitation of open reservoirs or sections of one reservoir. The entrance to each side trunk from the main one is located above the dynamic fluid levels corresponding to these pressures. After opening and equipping the sidetracks at the wellhead, it is possible to create increased pressure to control the dynamic levels of the barrel fluid. The method allows simultaneously and separately exploiting formations with their bottomhole pressures without mixing their products and carrying out its separate rise, without additional equipment.
Недостатками данного способа являются неполное разобщение пластов, вскрываемых боковыми стволами, между собой и основным стволом, и вследствие этого отсутствие возможности как раздельной, так и одновременно-раздельной обработки призабойных зон, в том числе неизбежное прекращение добычи при проведении в скважине работ по воздействию на пласт.The disadvantages of this method are the incomplete separation of formations exposed by the sidetracks between themselves and the main trunk, and as a result of this there is no possibility of separate or simultaneous-separate treatment of the bottom-hole zones, including the inevitable cessation of production during work on the formation .
Также известен способ термохимической обработки призабойной зоны нефтяных скважин (заявка на изобретение РФ №2006111111/03, кл. E21B 043/22, опубл. 27.03.2008. Бюл. №9), включающий доставку в обрабатываемый интервал скважины, заполненный скважинной жидкостью, содержащей по меньшей мере воду, гидрореагирующего состава ГРС, изолированного от скважинной жидкости, обладающего свойством вступать в гетерогенную химическую реакцию по меньшей мере с водой скважинной жидкости, с выделением тепла и газообразных продуктов, и инициирование химической реакции приведением ГРС в непосредственный контакт со скважинной жидкостью. Используют ГРС, включающий по меньшей мере гранулы хлористого алюминия и растворитель органических отложений нефти, не являющийся растворителем хлористого алюминия, при объеме растворителя не менее объема порового пространства гранул. До доставки определяют погонный вес ГРС по приведенной эмпирической формуле.Also known is a method for thermochemical processing of the bottom-hole zone of oil wells (application for invention of the Russian Federation No. 2006111111/03, class E21B 043/22, published March 27, 2008. Bull. No. 9), which includes delivering a well into the processed interval filled with borehole fluid containing at least water, the hydroreacting composition of the GDS, isolated from the well fluid, which has the ability to enter into a heterogeneous chemical reaction with at least the water of the well fluid, with the release of heat and gaseous products, and the initiation of a chemical reaction by supplying GDS in direct contact with the well fluid. Use GDS, including at least granules of aluminum chloride and a solvent of organic oil deposits, not a solvent of aluminum chloride, with a solvent volume of not less than the volume of the pore space of the granules. Prior to delivery, the linear weight of the GDS is determined by the given empirical formula.
Недостатком данного способа является то, что воздействие на пласт ограничено только термической (повышением температуры) и барической (повышением давления за счет выделения водорода) составляющими. Отсутствует химическое воздействие на пластовые отложения и компоненты флюидов, которые из-за фазовых превращений изменяют структуру порового пространства и снижают проницаемость пласта, а значит, и продуктивность скважины после обработки. Кроме того, при неправильном выборе количества ГРС возможно повреждение скважины или скважинного оборудования от перегрева или высокого ударного давления.The disadvantage of this method is that the impact on the formation is limited only by thermal (increase in temperature) and baric (increase in pressure due to hydrogen evolution) components. There is no chemical effect on the reservoir deposits and fluid components, which, due to phase transformations, change the structure of the pore space and reduce the permeability of the reservoir, and, therefore, the productivity of the well after treatment. In addition, if the number of GDS is incorrectly selected, damage to the well or downhole equipment from overheating or high shock pressure may occur.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта жидким горючеокислительным составом (заявка на изобретение РФ №2009124356/03, кл. E21B 43/26, опубл. 27.08.2012. Бюл. №24), использующийся для разрыва пласта и обработки призабойной зоны пласта нагретыми газами, образующимися при сгорании жидкого горючеокислительного состава - ГОС. Техническим результатом является повышение эффективности способа за счет упрощения операций доставки ГОС и инициатора горения, послойного сгорания и существенного увеличения продолжительности воздействия нагретых газов путем рационального размещения и срабатывания инициатора горения ГОС. Способ включает размещение ГОС в скважине, установку инициатора горения ГОС путем спуска его в герметизированном контейнере. Размещение ГОС в скважине осуществляют путем доставки его контейнером-желонкой на кабель-тросе и вылива ГОС единой массой на забой до уровня подошвы интервала обработки. Доставку инициатора горения в герметизированном контейнере производят кабель-тросом в область границы раздела между ГОС и скважинной жидкостью. В качестве инициатора горения в герметизированном контейнере используют малогазовый, медленногорящий и высокотемпературный при сгорании твердый состав, например, на основе железоалюминиевого термита, затем выполняют непосредственное срабатывание инициатора горения от источника электроэнергии, подаваемой через кабель-трос с устья скважины, с возможностью послойного сгорания ГОС.A known method of processing the bottom-hole formation zone with a liquid combustible-oxidant composition (application for the invention of the Russian Federation No. 2009124356/03, class E21B 43/26, publ. 08/27/2012. Bull. No. 24), used to break the formation and treat the bottom-hole formation zone with heated gases, formed during the combustion of a liquid fuel-oxidative composition - GOS. The technical result is to increase the efficiency of the method due to the simplification of the operation of delivering GOS and the initiator of combustion, stratified combustion and a significant increase in the duration of exposure to heated gases by rational placement and operation of the initiator of combustion of GOS. The method includes placing GOS in a well, installing a GOS combustion initiator by lowering it in a sealed container. Placement of GOS in the well is carried out by delivering it to the bobbin container on the cable and pouring the GOS with a single mass to the bottom to the level of the bottom of the processing interval. The delivery of the combustion initiator in a sealed container is carried out with a cable-cable to the interface between the GOS and the well fluid. A low-gas, slow-burning and high-temperature solid composition, for example, based on iron-aluminum termite, is used as a combustion initiator in a sealed container, then the combustion initiator is directly actuated from an electric power source supplied through a cable from the wellhead with the possibility of layered combustion of GOS.
Недостатками данного способа являются трудоемкость и продолжительность размещения в скважине ГОС путем спуска к забою НКТ, закачки с устья через НКТ ГОС и продавки его в зону обработки с использованием насосных агрегатов, а также использование в качестве инициатора горения ГОС высокотемпературного порохового заряда взрывчатого вещества с размещением его непосредственно в объеме массы ГОС, что приводит к объемному взрыву всей массы ГОС с повреждением пласта, нарушением целостности конструкции скважины и устьевого оборудования.The disadvantages of this method are the complexity and duration of the GOS well placement by lowering the tubing to the bottom, pumping it from the wellhead through the GOC tubing and pumping it into the treatment zone using pumping units, as well as the use of high-temperature powder explosive charge as the initiator of the GOS combustion, directly in the volume of GOS mass, which leads to a volume explosion of the entire GOS mass with damage to the reservoir, violation of the integrity of the well structure and wellhead equipment.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения (патент РФ №2494242, кл. E21B 43/243, опубл. 27.09.2013. Бюл. №27), включающий строительство горизонтальной и вертикальной скважин, закачку окислителя через вертикальную скважину и отбор продукции из горизонтальной скважины. Забой вертикальной скважины располагают в 28-32 м над горизонтальной скважиной и в 10-15 м от ее забоя в сторону устья. До закачки окислителя в горизонтальной и вертикальной скважинах устанавливают электронагреватели мощностью, достаточной для разогрева околоскважинного пространства до температуры 100-200°C. После чего начинают закачку окислителя в обе скважины для инициирования внутрипластового горения в залежи в призабойной зоне расположения обеих скважин. Далее, при превышении пластового давления в окрестности горизонтальной скважины величины уровня начального пластового давления более чем в 1,5 раза из горизонтальной скважины электронагреватель извлекается и в нее спускается насосное оборудование, с помощью которого осуществляют откачку продукции залежи. При снижении уровня жидкости в скважине до уровня от 100 до 90% уровня начального пластового давления отбор продукции прекращают, извлекают насосное оборудование, спускают электронагреватель, осуществляют закачку окислителя для инициирования внутрипластового горения. Циклы отбора продукции и инициирования внутрипластового горения повторяют и прекращают при установлении гидродинамической связи между горизонтальной и вертикальной скважинами.Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing a highly viscous oil reservoir using in situ combustion (RF patent No. 2494242, class E21B 43/243, publ. 09/27/2013. Bull. No. 27), including the construction of horizontal and vertical wells, injection of an oxidizing agent through a vertical well and selection of products from a horizontal well. The bottomhole of the vertical well is located at 28-32 m above the horizontal well and 10-15 m from its bottom towards the mouth. Prior to the injection of the oxidizing agent, horizontal and vertical wells are equipped with electric heaters with a capacity sufficient to heat the borehole space to a temperature of 100-200 ° C. After that, the oxidant is injected into both wells to initiate in-situ combustion in the deposits in the bottom-hole zone of the location of both wells. Further, when the reservoir pressure in the vicinity of the horizontal well exceeds the value of the initial reservoir pressure by more than 1.5 times, the electric heater is removed from the horizontal well and pumping equipment is lowered into it by means of which the product is pumped out. When the liquid level in the well decreases to a level from 100 to 90% of the initial reservoir pressure, production is stopped, pumping equipment is removed, the electric heater is lowered, an oxidizer is injected to initiate in-situ combustion. The cycles of product selection and initiation of in-situ combustion are repeated and stopped when a hydrodynamic connection between horizontal and vertical wells is established.
Недостатками данного способа являются извлечение в результате подземной газификации легких фракций нефти и сгорание, т.е. потеря, ее тяжелого остатка, разность скоростей фронта сухого горения и фронта конвекции, что приводит к неэффективному расходу образующегося тепла, трудности управления процессом внутрипластового горения, а также строительство дорогостоящей горизонтальной скважины. Использование топлива требует постоянных материальных затрат на его подачу. Также требуют дополнительных затрат продолжительные по времени цикличные спускоподъемные операции.The disadvantages of this method are the extraction as a result of underground gasification of light oil fractions and combustion, i.e. the loss of its heavy residue, the difference between the speeds of the dry combustion front and the convection front, which leads to an inefficient consumption of generated heat, difficulties in managing the in-situ combustion process, as well as the construction of an expensive horizontal well. The use of fuel requires constant material costs for its supply. Also require additional costs, long-time cyclic hoisting operations.
Общим недостатком всех перечисленных способов является перегрев приствольных частей пласта до температур, приводящих к спеканию пород и коксованию тяжелых углеводородов, т.е. к снижению проницаемости.A common drawback of all these methods is the overheating of the near-stem parts of the formation to temperatures leading to sintering of rocks and coking of heavy hydrocarbons, i.e. to reduce permeability.
Техническим результатом настоящего изобретения является снижение затрат на строительство скважин, минимизация энергетических затрат на прогревание пласта, создание условий для периодического повышения температуры до 800-1200°C и более с распространением теплового фронта на заданную глубину от источника, сохранение в процессе прогрева фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны ствола, эксплуатируемого в режиме отбора продукции, а также сокращение числа спускоподъемных операций, что в целом ведет к увеличению добычи и повышению безопасности работ на скважинах.The technical result of the present invention is to reduce the cost of building wells, minimizing the energy costs of heating the formation, creating conditions for periodically raising the temperature to 800-1200 ° C and more with the spread of the heat front to a predetermined depth from the source, preserving the filtration-capacitive properties during heating bottom-hole zone of the trunk, operated in the mode of production selection, as well as a reduction in the number of tripping operations, which in general leads to an increase in production and an increase in safety of work in wells.
Технический результат достигается за счет применения способа разработки месторождений высоковязкой нефти с возможностью периодического прогрева пласта, характеризующегося тем, что строят скважину с дуальной системой вертикального и бокового стволов, причем оба ствола сообщают с одним и тем же продуктивным пластом, забой бокового ствола располагают в 20-25 м от забоя вертикального ствола, в скважину перед началом эксплуатации спускают малогабаритное насосное оборудование и до забоя вертикального ствола, параллельную колонну насосно-компрессорных труб с пакером после чего инициируют процесс прогрева пласта по технологии термогазохимического воздействия, термобарохимической обработки в режиме газогидроразрыва пласта с применением высокотемпературных твердотопливных источников либо гидроокислительных или горючеокислительных составов с разогревом призабойного участка вертикального ствола на глубину, достаточную для охвата тепловым воздействием призабойного участка бокового ствола; далее прогрев прекращают и начинают отбор продукции из бокового ствола, варьируя продолжительность цикла в зависимости от темпа снижения дебита, затем отбор продукции прекращают и повторяют цикл прогрева пласта без подъема насосного оборудования из скважины, после чего вновь продолжают эксплуатировать боковой ствол в режиме отбора продукции.The technical result is achieved through the application of a method for developing highly viscous oil fields with the possibility of periodic heating of the formation, characterized in that they build a well with a dual system of vertical and sidetracks, both trunks communicating with the same productive formation, the bottom of the sidetrack is located in 20 25 m from the bottom of the vertical well, small-sized pumping equipment is lowered into the well before operation and until the bottom of the vertical well, parallel to the pump string pressure pipes with a packer, after which they initiate the process of heating the formation using the technology of thermogasochemical treatment, thermobarochemical treatment in the mode of gas-hydraulic fracturing using high-temperature solid-fuel sources or oxidizing or combustible compositions with heating the bottom-hole section of the vertical wellbore to a depth sufficient to cover the borehole with the thermal impact; then the heating is stopped and the selection of products from the sidetrack begins, varying the duration of the cycle depending on the rate of decrease in production, then the selection of products is stopped and the cycle of heating the formation is repeated without lifting the pumping equipment from the well, after which the sidetrack continues to operate in the mode of production selection.
Новым является то, что разработка залежей посредством скважин с дуальной системой стволов позволяет с заданной периодичностью генерировать тепло непосредственно в пласте, регулировать глубину и степень прогрева и одновременно осуществлять добычу; при этом, в отличие от известных технических решений, размеры зоны повреждения пласта не влияют на показатели притока, отсутствует необходимость восстановления проницаемости и удаления из пласта продуктов реакции, обеспечивается ресурсосберегающий и природоохранный эффект.What is new is that the development of deposits through wells with a dual wellbore system allows for the generation of heat directly in the formation at predetermined intervals, to regulate the depth and degree of heating, and simultaneously produce; at the same time, unlike the known technical solutions, the size of the zone of formation damage does not affect the flow rates, there is no need to restore permeability and remove reaction products from the formation, and a resource-saving and environmental effect is ensured.
Преимуществами предлагаемого способа разработки месторождений высоковязкой нефти являются:The advantages of the proposed method for the development of high-viscosity oil fields are:
- отсутствие ограничений, связанных с ростом температуры пласта и происходящими в нем изменениями. При использовании, к примеру, порохового заряда его вес может быть увеличен (оптимизирован) с целью достижения требуемой температуры на заданном удалении от вертикального ствола скважины. В случае размещения высокотемпературного твердотопливного источника на забое вертикального ствола и отбора пластовой жидкости через дополнительный (боковой) ствол, расположенный за пределами зоны ожидаемого повреждения породы, вызванного ее механическим разрушением или коксованием тяжелых компонентов нефти, исключается частичное или полное блокирование притока нагретого пластового флюида, и повышается эффект от обработки;- the absence of restrictions associated with an increase in the temperature of the formation and the changes occurring in it. When using, for example, a powder charge, its weight can be increased (optimized) in order to achieve the required temperature at a given distance from the vertical wellbore. If a high-temperature solid-fuel source is placed on the bottom of a vertical wellbore and the formation fluid is taken through an additional (lateral) wellbore located outside the zone of the expected damage to the rock caused by its mechanical destruction or coking of heavy oil components, partial or complete blocking of the flow of heated formation fluid is excluded, and the effect of processing increases;
- обеспечение гибкости производства работ по термобарохимическому воздействию за счет уменьшения числа спускоподъемных операций, взаимозаменяемости энергоносителей, периодичности прогрева пласта;- ensuring the flexibility of the work on thermobarochemical effects by reducing the number of tripping operations, the interchangeability of energy, the frequency of heating the formation;
- возможность не включать в комплекс оборудования механические устройства, предназначенные для удаления из пласта продуктов реакции депрессионным или имплозионным воздействием, а также не рассматривать химическую очистку призабойной зоны скважины как неотъемлемую часть технологического процесса.- the ability not to include mechanical devices in the equipment complex designed to remove reaction products from the formation by depressive or implosive effects, and also not to consider chemical cleaning of the bottomhole zone of the well as an integral part of the process.
На фиг. 1 представлены изображения вариантов спуска компоновки малогабаритного глубинно-насосного оборудования в скважине с дуальной системой стволов.In FIG. 1 presents images of the options for lowering the layout of small-sized downhole pumping equipment in a well with a dual wellbore system.
Предлагаемый способ реализуется следующим образом: вскрытие продуктивных пластов на месторождениях высоковязкой нефти осуществляется вертикальными скважинами с бурением дополнительного бокового ствола, причем и вертикальный, и боковой ствол вскрывают один и тот же нефтенасыщенный пласт. Затем в скважину спускается малогабаритное глубинно-насосное оборудование, например, так, чтобы насос располагался в боковом стволе. На забой скважины на геофизическом кабеле или порожних насосно-компрессорных трубах (НКТ) доставляются высокотемпературный источник, контейнер с гидроокислительным или горючеокислительным составом в комплексе с пакерно-якорным устройством. Схематичное изображение варианта расположения оборудования в скважине до начала обработки представлено на фиг. 2. В известных технологиях ТБХО с использованием аккумуляторов давления пласт в призабойной зоне подвергается тепловому и химическому воздействию при горении пороховых зарядов и одновременно - ударно-механическому воздействию за счет образования большого количества пороховых газов. В изолированном пакером интервале происходит существенный рост давления, и нагретый газообразными продуктами сгорания топлива химический реагент через перфорированный вертикальный ствол 1 поступает в пласт в едином газожидкостном потоке. По завершении цикла термообработки согласно плану производства работ прогрев прекращается, запускается насос и начинается отбор продукции из бокового ствола 2. Продолжительность цикла варьируется в зависимости от темпа снижения дебита, затем отбор продукции прекращается и повторяется цикл прогрева пласта, где зона прогрева пласта 3, без подъема насосного оборудования из скважины. Затем вновь продолжают эксплуатировать боковой ствол 2 в режиме отбора продукции.The proposed method is implemented as follows: the opening of productive formations in high-viscosity oil fields is carried out by vertical wells with the drilling of an additional lateral well, the vertical and the lateral open the same oil-saturated formation. Then, small-sized downhole pumping equipment is lowered into the well, for example, so that the pump is located in the sidetrack. A high-temperature source, a container with an oxidizing or combustible composition in combination with a packer-anchor device are delivered to the bottom of the well on a geophysical cable or empty tubing (tubing). A schematic representation of an arrangement of equipment in the well prior to processing is shown in FIG. 2. In the well-known technologies of TBHO with the use of pressure accumulators, the formation in the near-wellbore zone is exposed to thermal and chemical effects during the combustion of powder charges and, simultaneously, to mechanical shock due to the formation of a large amount of powder gases. In the interval isolated by the packer, a significant increase in pressure occurs, and the chemical reagent heated by the gaseous products of fuel combustion through the perforated
В случае оптимального температурного режима основными индикаторами эффективности будут являться интенсификация добычи нефти и увеличение степени выработки запасов. Для достижения эффекта эксплуатационный боковой ствол должен находиться в пределах радиуса зоны прогрева пласта 3.In the case of an optimal temperature regime, the main indicators of efficiency will be the intensification of oil production and an increase in the degree of development of reserves. To achieve the effect, the operational sidetrack must be within the radius of the heating zone of the
Пример обоснования отхода бокового ствола от вертикали.An example of the rationale for moving a sidetrack away from a vertical.
С целью обоснования оптимального отхода бокового ствола от вертикали выполнен расчет радиуса прогрева для условий терригенного пласта Б2 Волгановского месторождения.In order to justify the optimal sidetrack deviation from the vertical, the calculation of the heating radius was performed for the conditions of terrigenous formation B 2 of the Volganovskoye field.
Таблица. Характеристика пласта Б2 Волгановского месторождения.Table. Description of formation B 2 of the Volganovskoye field.
Для расчета использован способ Ловерье, позволяющий определять координату температурного фронта в случае закачки в скважину теплоносителя - горячей воды или пара с заданным темпом q (м3/с):For the calculation, the Loverier method was used, which allows one to determine the coordinate of the temperature front in the case of pumping coolant - hot water or steam with a given rate q (m 3 / s):
где rnp - расстояние от скважины, в пределах которого температура отличается от начальной пластовой; q - темп закачки теплоносителя; C a - теплоемкость агента-теплоносителя; ρ a - плотность агента-теплоносителя; t - время прогрева пласта; Cn - теплоемкость породы пласта; ρn - плотность пород пласта; h - нефтенасыщенная толщина пласта; η - коэффициент охвата пласта воздействием.where r np is the distance from the well, within which the temperature differs from the initial reservoir; q is the rate of coolant injection; C a is the heat capacity of the heat transfer agent; ρ a is the density of the heat transfer agent; t is the formation heating time; C n - heat capacity of the reservoir rock; ρ n is the density of the formation rocks; h - oil-saturated thickness of the reservoir; η is the coefficient of coverage of the formation by the impact.
Все уравнения в данной статье предполагают использование единиц системы СИ.All equations in this article assume the use of SI units.
В нашем случае в уравнение (1) вместо показателя q подставлялся эквивалентный параметр, значение которого определялось в зависимости от скорости ударной волны, создаваемой импульсом давления в технологии ТБХО.In our case, an equivalent parameter was substituted for the q parameter in equation (1), the value of which was determined depending on the speed of the shock wave created by the pressure pulse in the TBCHO technology.
Скорость ударной волны D рассчитывалась по формулеThe shock wave velocity D was calculated by the formula
где P - давление на фронте ударной волны; ρн - плотность нефти на фронте ударной волны; ρ0н - плотность нефти перед фронтом ударной волны; P0 - давление перед фронтом ударной волны.where P is the pressure at the front of the shock wave; ρ n - oil density at the front of the shock wave; ρ 0 n - oil density before the shock wave; P 0 - pressure in front of the shock wave front.
Значение параметра, имитирующего темп закачки теплоносителя, рассчитывалось через площадь фильтрации (сумму площадей перфорационных отверстий с плотностью перфорации 40 отв./м) с учетом пористости пласта. При расчете радиуса прогрева были сделаны следующие допущения: а) теплопроводность продуктивного пласта по простиранию равна реальной теплопроводности пород, а перпендикулярно напластованию - бесконечности; б) перенос тепла в кровле и подошве происходит только в вертикальном направлении.The value of the parameter simulating the coolant injection rate was calculated through the filtration area (the sum of the areas of perforations with a perforation density of 40 holes / m) taking into account the porosity of the formation. When calculating the heating radius, the following assumptions were made: a) the thermal conductivity of the reservoir along the strike is equal to the real thermal conductivity of the rocks, and perpendicular to the bed - infinity; b) heat transfer in the roof and sole occurs only in the vertical direction.
Использованный расчетный прием дает значение радиуса прогрева пласта порядка 31 м. Полученный радиус будет достаточным для достижения и поддержания заданного температурного режима в области забоя бокового ствола.The calculation method used gives the value of the formation warming radius of about 31 m. The resulting radius will be sufficient to achieve and maintain the specified temperature in the bottom hole sidewall.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015100443A RU2607486C2 (en) | 2015-01-12 | 2015-01-12 | Method of high-viscosity oil deposits development with possibility of periodic formation heating |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015100443A RU2607486C2 (en) | 2015-01-12 | 2015-01-12 | Method of high-viscosity oil deposits development with possibility of periodic formation heating |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015100443A RU2015100443A (en) | 2016-07-27 |
| RU2607486C2 true RU2607486C2 (en) | 2017-01-10 |
Family
ID=56556803
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015100443A RU2607486C2 (en) | 2015-01-12 | 2015-01-12 | Method of high-viscosity oil deposits development with possibility of periodic formation heating |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2607486C2 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4787449A (en) * | 1987-04-30 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process in subterranean formations |
| RU2232263C2 (en) * | 2002-05-27 | 2004-07-10 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method for extracting of high-viscosity oil |
| RU2338061C1 (en) * | 2007-01-26 | 2008-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of production of heavy and high viscous hydrocarbons from underground deposit |
| RU2446280C1 (en) * | 2010-10-12 | 2012-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| RU2494242C1 (en) * | 2012-03-23 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit using in-situ combustion |
-
2015
- 2015-01-12 RU RU2015100443A patent/RU2607486C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4787449A (en) * | 1987-04-30 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process in subterranean formations |
| RU2232263C2 (en) * | 2002-05-27 | 2004-07-10 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method for extracting of high-viscosity oil |
| RU2338061C1 (en) * | 2007-01-26 | 2008-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of production of heavy and high viscous hydrocarbons from underground deposit |
| RU2446280C1 (en) * | 2010-10-12 | 2012-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| RU2494242C1 (en) * | 2012-03-23 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit using in-situ combustion |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| RU 2459946 С2, (27.08.2012. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2015100443A (en) | 2016-07-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11692424B2 (en) | Fluid injection treatments in subterranean formations stimulated using propellants | |
| RU2399755C1 (en) | Development method of oil deposit by using thermal action on formation | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2429346C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit with use of in-situ combustion | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
| RU2386801C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development with usage of in-situ combustion | |
| RU2331764C2 (en) | Method for bottomhole treatment of oil producing wells and device to implement such method | |
| RU2597040C1 (en) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits | |
| RU2607486C2 (en) | Method of high-viscosity oil deposits development with possibility of periodic formation heating | |
| RU2706154C1 (en) | Development method of high viscous oil or bitumen deposit | |
| RU2471064C2 (en) | Method of thermal impact at bed | |
| RU2603795C1 (en) | Method of development of hydrocarbon fluids (12) | |
| RU2693055C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2550632C1 (en) | Method of oil field development by horizontal and vertical well system using thermal impact | |
| RU2560036C1 (en) | Method of development of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method of huff-and-puff impact on formation | |
| RU2690588C2 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2684262C1 (en) | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones | |
| RU2690586C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2581071C1 (en) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits | |
| RU2565613C1 (en) | Method of oil pay development by horizontal and vertical wells using interbedding burning | |
| RU2563892C1 (en) | Method of development of hydrocarbon fluid deposit | |
| RU2697339C1 (en) | Method of extraction of shale oil | |
| RU2615554C1 (en) | Method of hydrocarbon fluid pool development under thermal stimulation | |
| RU2733840C1 (en) | Method of hydraulic fracturing cracks initiation in borehole zone of geological formation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180113 |