RU2749703C1 - Method for developing layer of ultra-viscous oil by uniform vapor-gravity action - Google Patents
Method for developing layer of ultra-viscous oil by uniform vapor-gravity action Download PDFInfo
- Publication number
- RU2749703C1 RU2749703C1 RU2021101644A RU2021101644A RU2749703C1 RU 2749703 C1 RU2749703 C1 RU 2749703C1 RU 2021101644 A RU2021101644 A RU 2021101644A RU 2021101644 A RU2021101644 A RU 2021101644A RU 2749703 C1 RU2749703 C1 RU 2749703C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- injection
- horizontal
- well
- injection well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 230000009471 action Effects 0.000 title claims abstract description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 46
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 46
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 39
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 39
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 25
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 37
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 22
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 13
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 6
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 3
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 3
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
-
- 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
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
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)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке пластов сверхвязкой нефти методом парогравитационного воздействия.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of super-viscous oil formations by the method of steam-gravity action.
Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины, включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбор продукции насосом через горизонтальную добывающую скважину с уменьшением отбора в зонах наличия температурных пиков, осуществляя равномерный прогрев паровой камеры. Согласно известному способу, при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют устанавливаемыми напротив зон продуктивного пласта фильтрами, причем в добывающей скважине фильтры выполнены в виде разбивающих продуктивный пласт на зоны секций, внутри которых размещают хвостовик насоса с регулируемыми в зависимости от температуры клапанами, выполненными в виде эластичных манжет, заполненных расширяемым при повышении температуры материалом, установленными снаружи хвостовика между входными отверстиями и размещенными напротив соответствующих секций фильтров с возможностью их герметичного перекрытия при повышении температуры добываемых тяжелой нефти или битума до 0,5-0,9 от температуры, при которой происходит прорыв теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины из горизонтального участка нагнетательной скважины (патент РФ №2407884, кл. Е21В 43/24, опубл. 27.12.2010). There is a known method for the development of a field of heavy oil or bitumen with regulation of the selection of well production, including the construction of an upper injection well and a lower production well with horizontal sections located one above the other, pumping a coolant through a horizontal injection well with heating the formation, creating a steam chamber and selecting products by a pump through a horizontal production well with a decrease in production in the zones of the presence of temperature peaks, carrying out uniform heating of the steam chamber. According to the known method, during the construction of wells, their horizontal sections are equipped with filters installed opposite the zones of the productive formation, and in the production well the filters are made in the form of breaking the productive formation into zones of sections, inside which the pump shank is placed with temperature-dependent valves made in the form of elastic collars filled with material expandable with increasing temperature, installed outside the liner between the inlet openings and located opposite the corresponding filter sections with the possibility of their tight shutdown when the temperature of the produced heavy oil or bitumen rises to 0.5-0.9 from the temperature at which the coolant breaks through into the horizontal section of the production well from the horizontal section of the injection well (RF patent No. 2407884, class Е21В 43/24, publ. 27.12.2010).
Недостатком известного способа является отсутствие возможности равномерного прогрева неоднородного продуктивного пласта, приводящее к снижению охвата паротепловым воздействием. В результате нефтеотдача продуктивного пласта остается низкой.The disadvantage of this method is the lack of the possibility of uniform heating of a heterogeneous reservoir, leading to a decrease in coverage with a thermal steam effect. As a result, the oil recovery of the productive formation remains low.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину, включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева, при строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, на устье нагнетательной скважины колонну труб для закачки теплоносителя оснащают трубопроводом с задвижкой, а выходные отверстия колонны труб размещены в фильтре, разбивая его на зоны прогрева так, что исключают прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону, регулируют подачу теплоносителя в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой в добывающей скважине. В известном способе в нагнетательной скважине фильтр герметично разделяют на две зоны прогрева, выполненные на его начальном и конечном участках, а выходные отверстия колонны труб в ней разделены на две группы и выполнены напротив соответствующих зон прогрева пласта, закачку теплоносителя в пласт осуществляют по колонне труб через фильтр сначала в конечную зону прогрева продуктивного пласта, а по мере прогрева конечной зоны перераспределяют закачиваемый объем пара между начальной и конечной зонами прогрева продуктивного пласта, в колонну труб в нагнетательной скважине спускают колонну штанг с плунжером, в процессе закачки теплоносителя пространство между колонной труб и колонной штанг на устье нагнетательной скважины герметизируют, колонну штанг с плунжером размещают напротив первой группы выходных отверстий колонны труб, выполненных на одном уровне по периметру колонны труб с увеличением их пропускной способности под углом 270° между наименьшим и наибольшим выходным отверстием с возможностью их поочередного открытия и закрытия, а вторую группу отверстий выполняют в виде открытого конца колонны труб, при этом теплоноситель закачивают при постоянном расходе пара, подаваемого в колонну труб нагнетательной скважины, меняют соотношение объемов закачиваемого теплоносителя в начальную и конечную зоны прогрева теплоносителя за счет изменения подачи объема теплоносителя в первую зону прогрева путем ограниченного вращения с устья скважины колонны штанг с плунжером на угол в пределах от 25° до 270° относительно первой группы выходных отверстий колонны труб (патент РФ №2469187, кл. Е21В 43/24, опубл. 10.12.2012 - прототип).The closest in technical essence to the proposed method is a method of developing a field of heavy oil or bitumen with regulation of the injection of a coolant into a well, including the construction of an upper injection well and a lower production well with horizontal sections located one above the other, injection of a coolant through a horizontal injection well with heating the formation , creating a steam chamber and withdrawing products through a horizontal production well, in which thermograms of the steam chamber are taken, the state of its heating is analyzed for the uniformity of heating and the presence of temperature peaks, and taking into account the obtained thermograms, uniform heating of the steam chamber is carried out, changing the heating zones, during the construction of wells their horizontal the sections are equipped with filters, at the mouth of the injection well, the pipe string for pumping the coolant is equipped with a pipeline with a valve, and the pipe string outlet openings are placed in the filter, breaking it into a zone They are warmed up in such a way that they exclude the breakthrough of the coolant into the production well through a warmer zone, regulate the supply of the coolant depending on the thermogram of the steam chamber taken in the production well. In the known method in the injection well, the filter is hermetically divided into two heating zones, made in its initial and final sections, and the outlet openings of the pipe string in it are divided into two groups and made opposite the corresponding heating zones of the formation, the coolant is pumped into the formation along the pipe string through the filter first into the final zone of the productive formation heating, and as the final zone warms up, the injected steam volume is redistributed between the initial and final zones of the productive formation heating, a rod string with a plunger is lowered into the pipe string in the injection well, in the process of pumping the coolant the space between the pipe string and the string the rods at the injection wellhead are sealed, the rod string with the plunger is placed opposite the first group of pipe string outlet openings made at the same level along the pipe string perimeter with an increase in their throughput at an angle of 270 ° between the smallest and largest outlet openings with the possible their alternate opening and closing, and the second group of holes is made in the form of an open end of the pipe string, while the coolant is pumped at a constant flow rate of steam supplied to the pipe string of the injection well, the ratio of the volumes of the pumped coolant in the initial and final zones of heating the coolant is changed by changing supplying the volume of the coolant to the first heating zone by means of limited rotation from the wellhead of the rod string with a plunger at an angle ranging from 25 ° to 270 ° relative to the first group of outlet openings of the pipe string (RF patent No. 2469187, cl. E21B 43/24, publ. 12/10/2012 - prototype).
Известный способ позволяет регулировать прогрев пласта закачкой пара только у пятки и носка горизонтального ствола, средняя часть горизонтального ствола остается нерегулируемой. В результате нефтеотдача продуктивного пласта остается невысокой.The known method makes it possible to regulate the heating of the formation by pumping steam only at the heel and toe of the horizontal wellbore, the middle part of the horizontal wellbore remains unregulated. As a result, the oil recovery of the productive formation remains low.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи продуктивного пласта.The proposed invention solves the problem of increasing the oil recovery of a productive formation.
Задача решается тем, что в способе разработки пласта сверхвязкой нефти равномерным парогравитационным воздействием, включающем бурение и обустройство пары параллельно расположенных горизонтальных скважин, где горизонтальный ствол нагнетательной скважины размещают над горизонтальным стволом добывающей скважины, спуск в горизонтальные стволы скважин обсадных колонн, цементирование затрубного пространства, перфорацию, закачку пара в нагнетательную скважину и равномерный прогрев паровой камеры за счет регулируемой закачки пара и изменением зон прогрева с учетом полученных в процессе паронагнетания термограмм, отбор продукции из добывающей скважины, согласно изобретению, заколонное пространство по всей длине горизонтального ствола нагнетательной скважины через перфорационные отверстия в обсадной колонне дискретно изолируют локальным размещением в нем термостойкого тампонажного материала, тем самым горизонтальный ствол нагнетательной скважины делят на интервалы по 20-100 м, в нагнетательную скважину спускают гибкий трубный паропровод, башмак которого оборудуют пакерами для предотвращения выхода пара в пространство скважины за пакерами и за интервалы ствола, между пакерами размещают перфорированный патрубок для закачки пара в пласт, причем перфорированный патрубок выполняют длиной, не превышающей расстояние между интервалами ствола, закачку пара в нагнетательную скважину и равномерность прогрева паровой камеры регулируют путем перемещения в обсадной колонне вдоль горизонтального ствола башмака указанного трубного паропровода с перфорированным патрубком со скоростью 0,1-1 м/с и остановкой между интервалами на время прогрева 6-48 ч.The problem is solved by the fact that in the method of developing a super-viscous oil reservoir with a uniform steam-gravity action, including drilling and arrangement of a pair of parallel horizontal wells, where the horizontal injection wellbore is placed above the horizontal wellbore of the production well, lowering casing strings into horizontal wellbores, cementing the annular space, perforation , steam injection into the injection well and uniform heating of the steam chamber due to controlled steam injection and changes in the heating zones taking into account the thermograms obtained during steam injection, product selection from the production well, according to the invention, the annular space along the entire length of the horizontal injection well through the perforations in casing is discretely isolated by local placement of heat-resistant grouting material in it, thereby the horizontal wellbore of the injection well is divided into intervals of 20-100 m, into the injection a flexible pipe steam line is run down the well, the shoe of which is equipped with packers to prevent steam from escaping into the well space behind the packers and beyond the borehole intervals, a perforated branch pipe is placed between the packers for steam injection into the formation, and the perforated branch pipe is made with a length not exceeding the distance between the borehole intervals, steam injection into the injection well and the uniformity of heating of the steam chamber is controlled by moving in the casing along the horizontal bore of the shoe of the specified steam pipeline with a perforated nozzle at a speed of 0.1-1 m / s and stopping between intervals for a heating time of 6-48 hours.
Сущность изобретения.The essence of the invention.
На нефтеотдачу пласта сверхвязкой нефти, разрабатываемом методом парогравитационного дренирования, существенное влияние оказывает равномерность прогрева паровой камеры. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи продуктивного пласта. Задача решается следующим образом.The oil recovery of a super-viscous oil reservoir developed by the method of steam-gravity drainage is significantly influenced by the uniformity of heating of the steam chamber. However, the existing technical solutions do not fully allow the accomplishment of this task. The proposed invention solves the problem of increasing the oil recovery of a productive formation. The problem is solved as follows.
На фиг. 1 изображена схема расположения горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин в вертикальном разрезе продуктивного пласта. Обозначения: 1 – паронагнетательная скважина, 2 – нефтенасыщенный продкутивный пласт, 3 – добывающая скважина, 4 – обсадная колонна, 5 – перфорационные отверстия, 6 – заколонное пространство, 7 – термостойкий тампонажный материал (изоляция), 8 – башмак трубного паропровода, 9 – гибкие насосно-компрессорные трубы (трубный паропровод), 10 – пакер башмака 8 трубного паропровода 9, 11 – перфорированный патрубок, 12 – кондуктор, 13 – дневная поверхность, 14 – кровля продуктивного пласта 2, 15 – пакер для изоляции пространства между кондуктором 12 и обсадной колонной 4, 16 – лебедка, 17 – насос, 18 – термостойкий цемент в затрубном пространстве кондуктора 12.FIG. 1 shows the layout of horizontal production and injection wells in a vertical section of the productive formation. Designations: 1 - steam injection well, 2 - oil-saturated production formation, 3 - production well, 4 - casing, 5 - perforations, 6 - annulus, 7 - heat-resistant plugging material (insulation), 8 - steam pipe shoe, 9 - flexible tubing (steam pipe), 10 -
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
Осуществляют строительство и подготовку к эксплуатации пары параллельно расположенных горизонтальных скважин, причем горизонтальный ствол паронагнетательной скважины 1, заканчивающийся в продуктивном пласте 2, размещают над горизонтальным стволом добывающей скважины 3, также заканчивающимся в продуктивном пласте 2 (фиг. 1). Скважины в горизонтальной части стволов обустраивают обсадными колоннами 4, затрубное пространство цементируют и вторично вскрывают, получая перфорационные отверстия 5. Construction and preparation for operation of a pair of parallel horizontal wells is carried out, and the horizontal bore of the steam injection well 1, ending in the
Заколонное пространство 6 по всей длине горизонтального ствола нагнетательной скважины 1 через перфорационные отверстия 5 в обсадной колонне 4 дискретно изолируют локальным размещением в нем термостойкого тампонажного материала 7 (например, цемент, кремнеорганические жидкости, жидкое стекло и др.), тем самым горизонтальный ствол нагнетательной скважины 1 делят на интервалы по 20-100 м. Согласно исследованиям, деление горизонтального ствола нагнетательной скважины на интервалы длиной менее 20 м нецелесообразно, т.к. в пределах малых расстояний для большинства коллекторов изменение температурного градиента пласта невелико, тогда как при длине интервала более 100 м не обеспечивается должный равномерный прогрев пласта.The
Далее в нагнетательную скважину 1 спускают гибкую насосно-компрессорную трубу (трубный паропровод) 9. Башмак 8 гибкого трубного паропровода 9 оборудуют пакерами 10 для предотвращения выхода пара в пространство скважины за пакерами и за интервалы ствола и, соответственно, для обеспечения направленной подачи пара. Между пакерами 10 размещают перфорированный патрубок 11 для закачки пара в пласт 2. Перфорированный патрубок 11 выполняют длиной, не превышающей расстояние между интервалами ствола.Then, coiled tubing (steam pipe) 9 is lowered into injection well 1 9.
Затем осуществляют закачку пара в пласт 2 через нагнетательную скважину 1. В процессе паронагнетания ведут съем термограмм прогрева пласта 2 паровой камерой. Регулировку закачки и равномерность прогрева паровой камеры осуществляют путем перемещения в обсадной колонне 4 вдоль горизонтального ствола башмака 8 указанного гибкого трубного паропровода 9 с перфорированным патрубком 11 со скоростью 0,1-1 м/с и остановкой между интервалами на время прогрева 6-48 ч. Это позволяет обеспечивать поддержание необходимого для добычи сверхвязкой нефти равномерного и достаточного градиента температуры вдоль пласта при нагнетании пара.Then, steam is injected into
Согласно исследованиям, перемещение в обсадной колонне 4 вдоль горизонтального ствола башмака 8 гибкого трубного паропровода 9 с перфорированным патрубком 11 со скоростью менее 0,1 м/с нецелесообразно, т.к. время перемещения может оказаться больше времени остановки, тогда как при скорости более 1 м/с, возникает опасность поломки оборудования. При остановке трубного паропровода 9 с перфорированным патрубком 11 в каждом интервале на время прогрева менее 6 ч, либо более 48 ч, для большинства коллекторов температурный градиент вдоль горизонтального ствола оказывается разным, в результате пласт прогревается неравномерно. According to research, moving in the casing 4 along the horizontal bore of the
Через добывающую скважину 3 ведут отбор продукции пласта 2.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пласта. Development is carried out until the full economically viable development of the formation.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи продуктивного пласта.The result of the introduction of this method is to increase the oil recovery of the productive formation.
Примеры конкретного выполнения способа.Examples of specific execution of the method.
Пример 1. Продуктивные пласты 2 залежи сверхвязкой нефти представлены неоднородными песчаниками мощностью 20-30 м, глубина залегания – 90 м, вязкость нефти – 10000 мПа·с, средняя проницаемость – 2Д (фиг. 1).Example 1.
Осуществляют строительство и подготовку к эксплуатации пары параллельно расположенных горизонтальных скважин 1, 3, горизонтальные стволы которых заканчивают в продуктивном пласте 2. Горизонтальный ствол паронагнетательной скважины 1 размещают над горизонтальным стволом добывающей скважины 3 на расстоянии 6-7 м в вертикальной плоскости. Данное расстояние определяют как оптимальное расстояние между горизонтальными стволами скважин и рассчитывают по гидродинамическому моделированию. Расстояние по горизонтали между точками входа в продуктивный пласт нагнетательной 1 и добывающей 3 горизонтальных скважин составляет 25 метров. Горизонтальные участки скважин выполняют длиной по 500 м.Construction and preparation for operation of a pair of parallel
На скважинах 1 и 3 бурение под кондуктор 12 осуществляют долотом с диаметром 295 мм. Спускают кондуктор 12 диаметром 245 мм от дневной поверхности 13 до глубины 90 м – кровли 14 продуктивного пласта 2. Затрубное пространство кондуктора 12 цементируют термостойким цементом 18.In
Бурение под обсадную колонну 4 на скважинах 1, 3 осуществляют долотом с диаметром 216 мм. В скважины 1, 3 спускают обсадную колонну 4 диаметром 168 мм, центрируют (на фиг.1 не показано), проводят вторичное вскрытие гидромеханическим перфоратором типа ПГМ-168, получая перфорационные отверстия 5. Межтрубное пространство в скважинах 1 и 3 между кондуктором 12 и обсадной колонной 4 изолируют пакерами 15.Drilling under the casing string 4 in
Заколонное пространство 6 по всей длине горизонтального ствола нагнетательной скважины 1 через перфорационные отверстия 5 в обсадной колонне 4 дискретно изолируют локальным размещением в нем термостойкого тампонажного материала 7 (жидкое стекло), тем самым горизонтальный ствол нагнетательной скважины 1 делят на 7 интервалов по 100 м.The
Далее в нагнетательную скважину 1 внутри обсадной колонны 4 спускают гибкую насосно-компрессорную трубу (трубный паропровод) диаметром 60 мм, способную перемещаться с помощью силовых тяг механизма лебедки 16 вдоль обсадной колонны 4. Башмак 8 трубного паропровода 9 оборудуют пакерами 10 для предотвращения выхода пара в пространство скважины за пакерами и за интервалы ствола. Между пакерами 10 размещают перфорированный патрубок 11 для закачки пара в пласт 2. Перфорированный патрубок 11 выполняют длиной 20 м.Further, a flexible tubing (steam pipe) with a diameter of 60 mm is lowered into the injection well 1 inside the casing 4, capable of moving with the help of the power rods of the
Затем осуществляют закачку пара в пласт 2 через нагнетательную скважину 1. В процессе паронагнетания ведут съем термограмм прогрева пласта 2 паровой камерой. Регулировку закачки и равномерность прогрева паровой камеры осуществляют путем перемещения в обсадной колонне 4 вдоль горизонтального ствола башмака указанного трубного паропровода 8 с перфорированным патрубком 11 со скоростью 0,1 м/с и остановкой между интервалами на время прогрева длительностью 6 ч. Данные параметры определяют на основе моделирования процесса разработки, при которых обеспечивается равномерный прогрев пласта и при этом пласт не успевает остыть. Перемещение в обсадной колонне 4 башмака трубного паропровода 8 проводят следующим образом. Производят «посадку» пакеров 10 в одном из интервалов для предотвращения прорыва пара за пределы перфорированного патрубка 11. Затем, после прогрева интервала между изоляциями (тампонажный материал) 7, «срывают» пакера 10, перемещают патрубок 11 в следующий интервал между изоляциями 7, производят «посадку» пакеров 10. Работы повторяют последовательно от одного интервала к другому.Then, steam is injected into
После увеличения температуры пласта, вязкость сверхвязкой нефти уменьшается и под действием гравитационных сил стекает вниз, попадая в обсадную колонну 4 добывающей скважины 3. При этом осуществляют отбор продукции насосом 17 по добывающей скважине 3. After an increase in the formation temperature, the viscosity of super-viscous oil decreases and flows down under the action of gravitational forces, falling into the casing 4 of the
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки продуктивного пласта 2.The development is carried out until the full economically viable development of the
Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками и размерами. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины делят на интервалы по 20 м. Регулировку закачки и равномерность прогрева паровой камеры осуществляют путем перемещения в обсадной колонне вдоль горизонтального ствола башмака трубного паропровода с перфорированным патрубком со скоростью 1 м/с и остановкой между интервалами на время прогрева 48 ч.Example 2. Perform as example 1. The reservoir is characterized by other geological and physical characteristics and dimensions. The horizontal wellbore of the injection well is divided into intervals of 20 m. The injection control and the uniformity of heating of the steam chamber are carried out by moving in the casing along the horizontal wellbore of the steam pipeline shoe with a perforated nozzle at a speed of 1 m / s and stopping between intervals for a warm-up time of 48 hours.
В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности залежи до 98%, было добыто 32,7 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,487 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 29,9 тыс.т нефти, КИН составил 0,445 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,042 д.ед.As a result of the development, which was limited to achieving a water cut of the reservoir up to 98%, 32.7 thousand tons of oil were produced, the oil recovery factor (ORF) was 0.487 unit fraction. According to the prototype, all other things being equal, 29.9 thousand tons of oil were produced, the oil recovery factor was 0.445 unit units. The increase in oil recovery factor according to the proposed method is 0.042 unit fractions.
Предлагаемый способ позволяет создать равномерный прогрев пласта вдоль пары горизонтальных скважин, соответственно, повысить охват и коэффициент нефтеизвлечения пласта сверхвязкой нефти за счет использования перемещаемого трубного паропровода. The proposed method allows you to create uniform heating of the formation along a pair of horizontal wells, respectively, to increase the coverage and oil recovery factor of the super-viscous oil formation due to the use of a movable steam pipeline.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи продуктивного пласта.Application of the proposed method will allow solving the problem of increasing oil recovery of a productive formation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021101644A RU2749703C1 (en) | 2021-01-26 | 2021-01-26 | Method for developing layer of ultra-viscous oil by uniform vapor-gravity action |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021101644A RU2749703C1 (en) | 2021-01-26 | 2021-01-26 | Method for developing layer of ultra-viscous oil by uniform vapor-gravity action |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2749703C1 true RU2749703C1 (en) | 2021-06-16 |
Family
ID=76377505
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021101644A RU2749703C1 (en) | 2021-01-26 | 2021-01-26 | Method for developing layer of ultra-viscous oil by uniform vapor-gravity action |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2749703C1 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2418160C1 (en) * | 2009-12-25 | 2011-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field |
| RU2436925C2 (en) * | 2007-07-06 | 2011-12-20 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Multilateral well and method, and system using this well |
| CA2778135A1 (en) * | 2011-05-20 | 2012-11-20 | Suncor Energy Inc. | Solvent assisted startup techniques for in situ bitumen recovery with sagd well pairs, infill wells or step-out wells |
| RU2469187C1 (en) * | 2011-07-08 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
| RU2563892C1 (en) * | 2014-08-26 | 2015-09-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method of development of hydrocarbon fluid deposit |
| US20170356275A1 (en) * | 2016-06-09 | 2017-12-14 | Conocophillips Company | Flow control devices in sw-sagd |
-
2021
- 2021-01-26 RU RU2021101644A patent/RU2749703C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2436925C2 (en) * | 2007-07-06 | 2011-12-20 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Multilateral well and method, and system using this well |
| RU2418160C1 (en) * | 2009-12-25 | 2011-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field |
| CA2778135A1 (en) * | 2011-05-20 | 2012-11-20 | Suncor Energy Inc. | Solvent assisted startup techniques for in situ bitumen recovery with sagd well pairs, infill wells or step-out wells |
| RU2469187C1 (en) * | 2011-07-08 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
| RU2563892C1 (en) * | 2014-08-26 | 2015-09-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Method of development of hydrocarbon fluid deposit |
| US20170356275A1 (en) * | 2016-06-09 | 2017-12-14 | Conocophillips Company | Flow control devices in sw-sagd |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7422063B2 (en) | Hydrocarbon recovery from subterranean formations | |
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| US6039121A (en) | Enhanced lift method and apparatus for the production of hydrocarbons | |
| US5131471A (en) | Single well injection and production system | |
| US7621326B2 (en) | Petroleum extraction from hydrocarbon formations | |
| RU2442883C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil reserves | |
| US20060175061A1 (en) | Method for Recovering Hydrocarbons from Subterranean Formations | |
| RU2455475C1 (en) | Method of development of high-viscosity oil fields with strata of small thickness by way of cyclic injection of solvent and steam into single inclined wells | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2305762C1 (en) | Method for viscous oil or bitumen deposit field development | |
| RU2407884C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| CN109356560B (en) | In-situ mining method and in-situ mining well pattern | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| US20170356275A1 (en) | Flow control devices in sw-sagd | |
| RU2555713C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
| CA2031814C (en) | Method of recovering hydrocarbons using single well injection/production system | |
| RU2206728C1 (en) | Method of high-viscocity oil production | |
| RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
| RU2749703C1 (en) | Method for developing layer of ultra-viscous oil by uniform vapor-gravity action | |
| RU2287679C1 (en) | Method for extracting deposit of high viscosity oil or bitumen | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2693055C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2301328C1 (en) | Method for highly-viscous oil production from horizontal well under reservoir treatment with heat |