RU2350747C1 - Method of oil deposit development - Google Patents
Method of oil deposit development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2350747C1 RU2350747C1 RU2007122922/03A RU2007122922A RU2350747C1 RU 2350747 C1 RU2350747 C1 RU 2350747C1 RU 2007122922/03 A RU2007122922/03 A RU 2007122922/03A RU 2007122922 A RU2007122922 A RU 2007122922A RU 2350747 C1 RU2350747 C1 RU 2350747C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bitumen
- horizontal
- oil
- viscous oil
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 13
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims abstract description 47
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 24
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 10
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 18
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 5
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 13
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 18
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 18
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 3
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000010079 rubber tapping Methods 0.000 description 2
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000011551 heat transfer agent Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяного месторождения, а именно к способам разработки месторождений вязкой нефти или битума при одновременно-раздельной эксплуатации добывающих и нагнетательных горизонтальных стволов скважин при паротепловом воздействии на пласт через нагнетательные горизонтальные стволы.The invention relates to the oil industry, in particular to the field of oil field development, and in particular to methods for developing viscous oil or bitumen deposits during simultaneous and separate exploitation of producing and injection horizontal wellbores with steam and thermal treatment of the formation through horizontal injection wells.
Известен способ добычи высоковязкой нефти и природного битума горизонтальными скважинами, пробуренными из вертикальных шахтных стволов, с применением теплового воздействия на продуктивный пласт (патент РФ №2029077, Е21В 43/24, опубл. 20.02.1995 г., БИ №5).A known method of producing highly viscous oil and natural bitumen by horizontal wells drilled from vertical mine shafts using thermal action on a producing formation (RF patent No. 2029077, ЕВВ 43/24, publ. 02.20.1995, BI No. 5).
Недостатком этого способа является низкая эффективность извлечения вязкой нефти и битума. Кроме того, способ является сложным и энергоемким в исполнении.The disadvantage of this method is the low extraction efficiency of viscous oil and bitumen. In addition, the method is complex and energy-intensive in execution.
Существует способ добычи высоковязкой нефти при тепловом воздействии на пласт, включающий бурение и размещение в продуктивном пласте горизонтальных скважин, закачку рабочего агента через верхние горизонтальные скважины, а отбор нефти осуществляют из нижней горизонтальной скважины (патент США №5273111, Е21В 43/24, опубл. 28.12.1993 г.). Каждая добывающая горизонтальная скважина размещается вертикально ниже и горизонтально между двумя соответствующими верхними нагнетательными горизонтальными скважинами, и они параллельны друг другу. Верхние горизонтальные скважины располагаются около верхней границы пласта, а нижние добывающие - около нижней границы пласта. Расстояние между ними по вертикали должно быть достаточным для поддержания перепадов давления в потоке жидкости. Способ недостаточно эффективен при разработке и эксплуатации залежи вязкой нефти или битума. Отсутствует возможность циркуляции рабочего агента, например пара. Возможен преждевременный прорыв конденсата и подошвенных пластовых вод к добывающей скважине.There is a method of producing highly viscous oil during thermal exposure of the formation, including drilling and placing horizontal wells in the reservoir, injecting a working agent through the upper horizontal wells, and oil is taken from the lower horizontal well (US Patent No. 5,273,111, EV 43/24, publ. December 28, 1993). Each producing horizontal well is positioned vertically below and horizontally between two corresponding upper horizontal injection wells, and they are parallel to each other. The upper horizontal wells are located near the upper boundary of the reservoir, and the lower production wells are near the lower boundary of the reservoir. The vertical distance between them should be sufficient to maintain pressure differences in the fluid flow. The method is not effective enough in the development and operation of deposits of viscous oil or bitumen. It is not possible to circulate a working agent, such as steam. Premature breakthrough of condensate and bottom formation water to the production well is possible.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяных месторождений, включающий бурение этажной горизонтальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости и вытеснение вязкой нефти или битума путем закачки теплоносителя (патент РФ №2070284, МПК Е21В 43/24, 43/40, опубл. 10.12.1996, Бюл. №34). В известном способе вертикальный участок скважины вводят в верхнюю часть продуктивного пласта, а затем бурят скважину параллельно последнему. Затем следующую ступень скважины бурят ниже предыдущей, но так же параллельно продуктивному пласту. Стволы скважин в продуктивном горизонте могут быть расположены в пространстве либо рядами, либо радиально. Каждую ступень скважины используют поочередно, то как нагнетающую, то как добывающую, при этом нагнетание теплоносителя и отбор нефти из каждого ствола производят одновременно. В этом случае извлекаемая нефть, двигаясь по затрубному или трубному пространству, дополнительно разогревается теплоносителем, закачиваемым по соответственно трубному или затрубному пространству. Это снижает потребность в дополнительном прогреве извлеченной нефти на поверхности для ее транспортировки по нефтепроводам к сборному пункту. Закачка теплоносителя может быть осуществлена известными способами. При этом верхний ствол расположен на расстоянии 2-3 м от верхнего уровня продуктивного пласта, а нижний - на расстоянии 3-5 м от подошвы продуктивного пласта. Скважины обсаживают трубами диаметром 114 мм, которые цементируют термостойким цементом до середины второго наклонного участка. Дальнейшую часть 2-го наклонного участка не цементируют, в них размещен хвостовик. Обе ступени перфорированы. Для закачки теплоносителя скважины оборудуют колоннами насосно-компрессорных труб диаметром 50-60 мм. Затем начинают закачку пара с последующим отбором нефти. Заявленный способ может быть осуществлен при бурении скважин как кустовым методом, так и линейным, и могут использоваться уже существующие скважины.The closest in technical essence is a method of developing oil fields, including drilling a floor horizontal well with two horizontal shafts in the same vertical plane and displacing viscous oil or bitumen by pumping coolant (RF patent No. 2070284, IPC ЕВВ 43/24, 43/40, publ. 10.12.1996, Bull. No. 34). In the known method, a vertical section of the well is introduced into the upper part of the reservoir, and then the well is drilled parallel to the latter. Then the next stage of the well is drilled below the previous, but also parallel to the reservoir. Well trunks in the productive horizon can be located in space either in rows or radially. Each stage of the well is used alternately, then as pumping, then as producing, while the injection of coolant and the selection of oil from each well are performed simultaneously. In this case, the recoverable oil, moving through the annular or pipe space, is additionally heated by the heat carrier pumped through the corresponding pipe or annular space. This reduces the need for additional heating of the extracted oil on the surface for its transportation through oil pipelines to the collection point. The coolant can be pumped by known methods. In this case, the upper trunk is located at a distance of 2-3 m from the upper level of the reservoir, and the lower trunk at a distance of 3-5 m from the bottom of the reservoir. The wells are cased with pipes with a diameter of 114 mm, which are cemented with heat-resistant cement to the middle of the second inclined section. The further part of the 2nd inclined section is not cemented, a shank is placed in them. Both steps are perforated. To inject the coolant, the wells are equipped with tubing strings with a diameter of 50-60 mm. Then steam injection begins, followed by oil recovery. The claimed method can be carried out when drilling wells as a cluster method, or linear, and existing wells can be used.
Однако необходимо отметить, что закачка теплоносителя по затрубному пространству приводит к значительной потере тепла, что требует дополнительных энергозатрат.However, it should be noted that the injection of coolant through the annulus leads to a significant loss of heat, which requires additional energy consumption.
Применение метода чередования закачки теплоносителя и отбора пластовой жидкости в одном стволе более эффективно для частично или полностью литологически ограниченных участков или линз, иначе произойдет вытеснение пластовой жидкости и ее отток из зоны дренирования.The use of the method of alternating coolant injection and formation fluid selection in one well is more effective for partially or completely lithologically limited areas or lenses, otherwise the formation fluid will be forced out and outflow from the drainage zone.
Закачка пара в нижний ствол является недостаточно эффективной, так как образующийся конденсат под влиянием сил гравитации будет стремиться стекать вниз и тепловое воздействие на вышезалегающий продуктивный пласт будет минимальным.Steam injection into the lower barrel is not effective enough, since the condensate formed under the influence of gravity will tend to flow down and the thermal effect on the overlying reservoir will be minimal.
При необходимости проведения ремонтно-изоляционных работ в одном из горизонтальных стволов требуется подъем всего оборудования, при котором не исключается переток скважинной жидкости из одного пласта в другой. Все это требует больших затрат материальных средств, труда и времени, продолжительности ремонтно-изоляционных работ.If it is necessary to carry out repair and insulation works in one of the horizontal shafts, the lifting of all equipment is required, in which the flow of well fluid from one formation to another is not excluded. All this requires large expenditures of material resources, labor and time, the duration of repair and insulation works.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности разработки нефтяного месторождения, увеличение объема добычи за счет стабильного и непрерывного теплового воздействия, повышения кпд теплоносителя, повышения охвата выработкой запасов вязкой нефти или битума по площади и разрезу, а также за счет снижения попутно добываемой воды и доли конденсата в объеме отбираемой продукции. Также способ позволяет расширить технологические возможности разработки нефтяного месторождения.An object of the invention is to increase the efficiency of oil field development, increase production by stable and continuous heat exposure, increase coolant efficiency, increase coverage of viscous oil or bitumen reserves by area and section, as well as by reducing produced water and the proportion of condensate in volume of selected products. Also, the method allows to expand the technological capabilities of the development of the oil field.
Техническая задача решается способом разработки нефтяного месторождения, включающим бурение этажной горизонтальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости и вытеснение вязкой нефти или битума путем закачки теплоносителя. Новым является то, что уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, горизонтальные стволы размещают в интервале наиболее проницаемого прослоя не менее чем на 6 м выше подошвы пласта вязкой нефти или битума или водобитумного контакта и с расстоянием между забоями этих стволов, не превышающим 5 м, окна зарезки горизонтальных стволов располагают в нефтенасыщенном пласте на расстоянии 8-10 м друг от друга, бурят горизонтальные стволы по восходящей траектории и размещают их по направлению к купольной части залежи, причем забой каждого ствола располагают выше окна зарезки, спускают две насосно-компрессорные трубы с центраторами, закачку теплоносителя осуществляют циклически или постоянно через верхний горизонтальный ствол с поддержанием на его забое давления, близкого к гидростатическому, при этом отбор вязкой нефти или битума осуществляют постоянно через нижний горизонтальный ствол.The technical problem is solved by a method of developing an oil field, including drilling a floor horizontal well with two horizontal shafts in the same vertical plane and displacing viscous oil or bitumen by pumping coolant. New is that they clarify the distribution of productive thicknesses of the reservoir over the area of the reservoir, horizontal trunks are placed in the interval of the most permeable interlayer not less than 6 m above the bottom of the reservoir of viscous oil or bitumen or water-bitumen contact and with a distance between the faces of these trunks not exceeding 5 m , horizontal well cutoff windows are located in the oil-saturated formation at a distance of 8-10 m from each other, horizontal trunks are drilled along an ascending path and they are placed towards the domed part of the reservoir, The bottom hole of each barrel is placed above the tapping window, two tubing pipes with centralizers are lowered, the coolant is pumped cyclically or continuously through the upper horizontal barrel with a pressure close to hydrostatic maintained at its bottom, while the selection of viscous oil or bitumen is carried out constantly through the bottom horizontal trunk.
Проведенные предварительные патентные исследования по патентному фонду и научно-технической библиотеки института «ТатНИПИнефть» показали отсутствие идентичных или эквивалентных технических решений в сравнении с заявляемым способом. Это позволяет сделать вывод о соответствии решения критерию «новизна» и «изобретательский уровень».The preliminary patent research on the patent fund and the scientific and technical library of the TatNIPIneft Institute showed the absence of identical or equivalent technical solutions in comparison with the claimed method. This allows us to conclude that the solution meets the criteria of "novelty" and "inventive step".
На чертеже представлен разрез нефтенасыщенного пласта залежи вязкой нефти или битума.The drawing shows a section of an oil saturated reservoir of viscous oil or bitumen.
Залежь разбуривают скважинами по редкой сетке. Уточняют геологическое строение залежи, строят структурные карты, карты общих и эффективных нефтенасыщенных толщин, проводят лабораторные исследования керна, определяют вязкость нефти, проницаемость пласта, распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи. Определяют фильтрационно-емкостные свойства и степень сцементированности нефте- или битумовмещающей породы, проводят гидродинамические исследования с обязательным определением пластового давления и осуществляют моделирование процесса разработки. Выбирают участок с нефте- или битумонасыщенными толщинами более 15 метров.The deposit is drilled with wells on a rare grid. They refine the geological structure of the deposit, construct structural maps, maps of general and effective oil-saturated thicknesses, conduct core laboratory tests, determine the oil viscosity, permeability of the reservoir, and the distribution of the productive thickness of the reservoir over the area of the reservoir. Determine the reservoir properties and the degree of cementation of oil or bitumen-bearing rock, conduct hydrodynamic studies with the obligatory determination of reservoir pressure and carry out modeling of the development process. Choose a site with oil or bitumen thicknesses of more than 15 meters.
Бурят, по крайней мере, одну этажную горизонтальную скважину. При этом вертикальный ствол бурят со вскрытием продуктивного пласта. Из вертикального ствола бурят два горизонтальных ствола, размещенных в одной вертикальной плоскости. Расстояние, необходимое на искривление ствола скважины для выхода его на оптимальную проектную глубину в продуктивном пласте, определяют расчетным путем. Окна зарезки размещают в нефтенасыщенном пласте на расстоянии 8-10 м друг от друга. Бурят горизонтальные стволы по восходящей траектории и размещают их по направлению к купольной части залежи. Спускают две насосно-компрессорные трубы 1 с центраторами, с фильтром в интервале продуктивного пласта. Устанавливают пакер 2 ниже окна зарезки верхнего нагнетательного горизонтального ствола.Drill at least one floor horizontal well. In this case, the vertical shaft is drilled with the opening of the reservoir. Two horizontal shafts are placed in a vertical plane from a vertical shaft. The distance required for bending the wellbore to reach its optimal design depth in the reservoir is determined by calculation. Striking windows are placed in an oil-saturated formation at a distance of 8-10 m from each other. Horizontal trunks are drilled along an ascending path and place them towards the domed part of the reservoir. Two tubing 1 is lowered with centralizers, with a filter in the interval of the reservoir. Install the packer 2 below the window tapping upper horizontal injection trunk.
Восходящая траектория нижнего добывающего горизонтального ствола 3 этажной скважины способствует притоку пластовой жидкости от забоя к вертикальной части скважины. Стволы проводят в интервале наиболее проницаемого прослоя по направлению к купольной части залежи, причем они располагаются выше подошвы пласта вязкой нефти или битума или водобитумного контакта (ВБК) 4 на расстоянии не менее 6-7 м, увеличивающем безводный период эксплуатации скважины.The ascending trajectory of the lower producing horizontal wellbore of a 3-story well contributes to the influx of formation fluid from the bottom to the vertical part of the well. The trunks are carried out in the interval of the most permeable interlayer towards the domed part of the reservoir, and they are located above the bottom of the reservoir of viscous oil or bitumen or water-bitumen contact (VBK) 4 at a distance of at least 6-7 m, which increases the anhydrous period of operation of the well.
Уменьшение расстояния до ВБК приведет к прорыву подошвенной воды к стволу добывающей скважины в результате резкого различия вязкостей нефти и пластовой воды.Reducing the distance to the IBD will lead to a breakthrough of bottom water to the wellbore as a result of a sharp difference in the viscosities of oil and produced water.
Нагнетательный горизонтальный ствол 5 размещают субпараллельно добывающему горизонтальному стволу выше него в вертикальной плоскости, расстояние между забоями стволов не превышает 5 м, что предотвращает преждевременный прорыв конденсата к добывающей скважине. Расстояние между ними определяют по геогидродинамическому моделированию.The horizontal injection well 5 is placed subparallel to the producing horizontal well above it in a vertical plane, the distance between the faces of the trunks does not exceed 5 m, which prevents premature breakthrough of condensate to the producing well. The distance between them is determined by geohydrodynamic modeling.
Закачку теплоносителя осуществляют циклически или постоянно через верхний горизонтальный нагнетательный ствол скважины, отбор вязкой нефти или битума осуществляют постоянно через нижний добывающий горизонтальный ствол скважины. Механизм вытеснения вязкой нефти или битума теплоносителем (например, паром, горячей водой и т.д.) заключается в распространении зоны воздействия по всей площади при увеличении пластового давления. Нагнетаемый теплоноситель стремится в верхнюю часть пласта. При передаче тепла образуется конденсат, а прогретая вязкая нефть или битум вытесняются под действием сил гравитации к нижнему восходящему добывающему горизонтальному стволу скважины. С целью повышения температуры осуществляют циклическую закачку теплоноситетеля, чередуя с закачкой 2-%-го раствора едкого натра.The coolant is pumped cyclically or continuously through the upper horizontal injection wellbore, and the selection of viscous oil or bitumen is carried out continuously through the lower horizontal producing wellbore. The mechanism for displacing viscous oil or bitumen with a coolant (for example, steam, hot water, etc.) consists in spreading the impact zone over the entire area with increasing reservoir pressure. The injected coolant tends to the upper part of the reservoir. When heat is transferred, condensate forms, and heated viscous oil or bitumen is displaced by gravity to the lower ascending horizontal production wellbore. In order to increase the temperature, the heat transfer agent is cyclic injected, alternating with the injection of a 2% solution of caustic soda.
Режим закачки выбирают в зависимости от проницаемости пласта, распространения продуктивных толщин пласта по площади залежи, вязкости нефти или битума. С целью максимального использования эффекта гравитации давление на забое нагнетательного ствола многозабойной скважины поддерживают близкое к гидростатическому. В результате обеспечивается стабильное и непрерывное тепловое воздействие на продуктивный пласт по всей длине нагнетательного горизонтального ствола этажной скважины, расположенной над добывающим горизонтальным стволом в вертикальной плоскости, эффективное использование теплоносителя, увеличение дебита и объемов добываемой продукции.The injection mode is selected depending on the permeability of the formation, the distribution of productive thicknesses of the formation over the area of the reservoir, the viscosity of oil or bitumen. In order to maximize the use of the effect of gravity, the pressure at the bottom of the injection well of a multilateral well is maintained close to hydrostatic. As a result, a stable and continuous thermal effect on the reservoir over the entire length of the horizontal injection well of a floor well located above the horizontal production well in the vertical plane is ensured, efficient use of the coolant, increase in flow rate and volumes of produced products.
Отбор продукции производят при помощи насоса из нижнего ствола добывающего горизонтального ствола этажной скважины. Периодически замеряют дебит скважины, пластовое давление, температуру пласта по всей длине восходящего добывающего горизонтального ствола скважины, обводненность продукции и регулируют режимы работы скважины. Разработка залежи вязкой нефти или битума предлагаемым способом позволяет повысить эффективность вытеснения вязкой нефти или битума, увеличить дебит и объем добычи вязкой нефти или битума за счет повышения эффективности теплоносителя, повышения охвата выработкой запасов по площади и разрезу, а также за счет снижения попутно добываемой воды, в том числе конденсата.The selection of products is carried out using a pump from the lower trunk of the producing horizontal well of a storey well. Periodically measure the flow rate of the well, reservoir pressure, the temperature of the reservoir along the entire length of the ascending horizontal production wellbore, water cut and regulate well operation modes. The development of a reservoir of viscous oil or bitumen by the proposed method allows to increase the efficiency of displacement of viscous oil or bitumen, to increase the flow rate and production of viscous oil or bitumen by increasing the efficiency of the coolant, increasing the coverage of the development of reserves by area and section, as well as by reducing associated water produced, including condensate.
Повышается степень сообщаемости ствола скважины с пластом, вероятность более совершенного вскрытия пласта скважиной. При небольших депрессиях увеличиваются дебиты вязкой нефти или битума добывающих скважин. Снижение депрессии на пласт-коллектор позволяет равномерно вытеснять вязкую нефть или битум, что способствует снижению добычи попутной воды и повышению добычи вязкой нефти или битума.The degree of connectivity of the wellbore with the formation increases, and the likelihood of a more perfect opening of the formation by the well increases. With minor depressions, the production rates of viscous oil or bitumen from producing wells increase. Reducing depression in the reservoir allows evenly displacing viscous oil or bitumen, which helps to reduce the production of associated water and increase the production of viscous oil or bitumen.
Отбор производят до снижения пластового давления до уровня давления насыщения вязкой нефти или битума газом или падения дебита вязкой нефти или битума до предельно рентабельного. Закачку теплоносителя осуществляют с повышением пластового давления до появления воды из добывающего горизонтального ствола.The selection is made until the reservoir pressure is reduced to the level of saturation pressure of viscous oil or bitumen with gas or the flow rate of viscous oil or bitumen drops to an extremely cost-effective. The coolant is injected with increasing reservoir pressure until water appears from the producing horizontal well.
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
Залежь природных битумов, представленная битумонасыщенными песчаниками, разбуривают редкой сеткой скважин. Выбирают участок с максимальными значениями эффективных нефтенасыщенных толщин от 18 и более метров. Нижней границей для битумонасыщенного пласта является водобитумный контакт. Устанавливают зоны развития максимальных и минимальных толщин битумонасыщенного коллектора по залежи. К периферии залежи толщины уменьшаются. Вязкость битума составляет в среднем 12206 мПа·с. Бурят одну этажную скважину с горизонтальными стволами в нефтенасыщенном пласте, размещают их субпараллельно один над другим в вертикальной плоскости по восходящей траектории и направляют к куполу по простиранию продуктивного пласта. Окна зарезки горизонтальных стволов располагают на расстоянии 10 м друг от друга. Устанавливают обсадную колонну до продуктивного пласта, цементируют затрубное пространство колонны до кровли пласта. Расстояние между забоями нагнетательного и добывающего стволов составляет 5 метров. Траекторию горизонтального добывающего ствола располагают выше водобитумного контакта на 6-7 метров - минимальном расстоянии, увеличивающем безводный период эксплуатации скважин. Определяют данное расстояние путем геогидромоделирования. Уменьшение расстояния до водобитумного контакта приведет к прорыву подошвенной воды к стволу добывающей скважины в результате резкого различия вязкостей нефти и пластовой воды. Устанавливают две насосно-компрессорные трубы (НКТ) с фильтром в интервале продуктивного пласта, снабженные центраторами. Закачку пара осуществляют постоянно через верхний горизонтальный нагнетательный ствол с устья скважины при давлении нагнетания 1,7 МПа. Одновременно осуществляют отбор битума через нижний восходящий горизонтальный добывающий ствол с использованием насоса. Периодически определяют объемы нагнетаемого пара и добываемого битума, обводненность продукции, давление на устье и забое скважин. При снижении дебита до предельно рентабельного закачку пара осуществляют циклически с чередованием закачки 100-150 м3 2%-го раствора едкого натра. Предлагаемый способ позволяет увеличить добычу битума в 2,5 раза.A natural bitumen deposit, represented by bitumen-rich sandstones, is drilled with a rare grid of wells. Select a site with maximum effective oil-saturated thicknesses of 18 meters or more. The lower boundary for a bitumen-saturated formation is water-bitumen contact. The development zones of the maximum and minimum thicknesses of the bitumen-saturated reservoir are established. To the periphery of the deposit, the thickness decreases. The viscosity of bitumen averages 12206 MPa · s. They drill one storey well with horizontal shafts in an oil-saturated formation, place them subparallel one above the other in a vertical plane along an ascending path and direct them to the dome along the strike of the productive formation. Sidetracking windows of horizontal trunks are located at a distance of 10 m from each other. Set the casing to the reservoir, cement the annular space of the string to the roof of the formation. The distance between the faces of the injection and producing shafts is 5 meters. The trajectory of the horizontal producing well is positioned 6–7 meters above the water-bitumen contact — a minimum distance that increases the waterless life of the wells. This distance is determined by geohydromodeling. Reducing the distance to water-bitumen contact will lead to a breakthrough of bottom water to the wellbore as a result of a sharp difference in the viscosities of oil and produced water. Install two tubing with a filter in the interval of the reservoir, equipped with centralizers. Steam is injected continuously through the upper horizontal injection well from the wellhead at an injection pressure of 1.7 MPa. At the same time, bitumen is selected through the lower ascending horizontal production shaft using a pump. Periodically determine the volumes of injected steam and mined bitumen, water cut, pressure at the mouth and bottom of the wells. With a decrease in flow rate to an extremely cost-effective, steam injection is carried out cyclically with the alternation of injection of 100-150 m 3 of a 2% sodium hydroxide solution. The proposed method allows to increase the production of bitumen 2.5 times.
Предлагаемый способ разработки нефтяного месторождения позволяет повысить эффективность использования теплоносителя за счет увеличения коэффициента охвата пласта воздействием по площади и разрезу, увеличить добычу вязкой нефти или битума, объем добываемой продукции, снизить отбор попутно добываемой воды, предотвратить преждевременный прорыв конденсата к добывающей скважине, обеспечивает возможность регулирования процессом закачки и отбора продукции скважин. Также снижаются энергозатраты и экономические затраты на ремонт скважины и разработку нефтяного месторождения.The proposed method for the development of an oil field allows to increase the efficiency of using the coolant by increasing the coefficient of coverage of the formation by the effect of area and section, to increase the production of viscous oil or bitumen, the volume of produced products, to reduce the selection of produced water, to prevent premature breakthrough of condensate to the producing well, provides the possibility of regulation the process of injection and selection of production wells. Energy and economic costs for well repair and oil field development are also reduced.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007122922/03A RU2350747C1 (en) | 2007-06-18 | 2007-06-18 | Method of oil deposit development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007122922/03A RU2350747C1 (en) | 2007-06-18 | 2007-06-18 | Method of oil deposit development |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007122922A RU2007122922A (en) | 2008-12-27 |
| RU2350747C1 true RU2350747C1 (en) | 2009-03-27 |
Family
ID=40542880
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007122922/03A RU2350747C1 (en) | 2007-06-18 | 2007-06-18 | Method of oil deposit development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2350747C1 (en) |
Cited By (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2433254C1 (en) * | 2010-04-21 | 2011-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil filed development |
| RU2436943C1 (en) * | 2010-06-03 | 2011-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for extraction of high viscous oil from deviating hole by method of steam cyclic pumping into reservoir |
| RU2439308C1 (en) * | 2010-06-11 | 2012-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of oil and gas condensate field development |
| RU2441144C2 (en) * | 2009-08-12 | 2012-01-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Method of oil bench development |
| RU2441152C1 (en) * | 2010-07-06 | 2012-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of determining bench pressure in injection wells |
| RU2455475C1 (en) * | 2010-12-03 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | 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 |
| RU2468194C1 (en) * | 2011-06-01 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections |
| RU2469185C1 (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 |
| RU2469186C1 (en) * | 2011-06-27 | 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 |
| RU2473795C1 (en) * | 2011-08-19 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well product extraction |
| RU2474677C1 (en) * | 2011-10-03 | 2013-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit with horizontal wells |
| RU2481468C1 (en) * | 2012-07-23 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscous oil deposit |
| RU2488690C1 (en) * | 2012-01-27 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposits with horizontal wells |
| RU2513484C1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation |
| RU2531412C1 (en) * | 2013-07-16 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of superviscous oil field development |
| CN104563989A (en) * | 2014-12-26 | 2015-04-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | Same-well injection-production thermal oil recovery method and its string for horizontal wells |
| RU2553802C2 (en) * | 2008-04-30 | 2015-06-20 | Уорлд Энерджи Системз Инкорпорейтед | Method of hydrocarbons recovery increasing |
| RU2596845C1 (en) * | 2015-10-28 | 2016-09-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
| RU2599124C1 (en) * | 2015-11-05 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
| RU2612385C1 (en) * | 2016-02-16 | 2017-03-09 | Владимир Васильевич Кунеевский | Method for thermal action on formation |
| RU2613215C1 (en) * | 2016-02-19 | 2017-03-15 | Владимир Васильевич Кунеевский | Method for thermal action on formation |
| RU2623407C1 (en) * | 2016-07-26 | 2017-06-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of bitumen field development |
| CN108266177A (en) * | 2016-12-30 | 2018-07-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for determining the combination of sucker rod strings in SAGD horizontal wells |
| RU2667099C2 (en) * | 2012-09-20 | 2018-09-14 | Статойл Канада Лимитед | Method of improved gravitational drainage in hydrocarbon formation |
| RU2822852C1 (en) * | 2024-02-12 | 2024-07-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of massive oil deposit |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2395676C1 (en) * | 2009-06-05 | 2010-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of bitumen deposit development |
| CN110090852A (en) * | 2019-05-27 | 2019-08-06 | 芜湖安普机器人产业技术研究院有限公司 | A kind of waste air-conditioner compressor automatic punching drains the environmental protection equipment of recycling |
Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5246071A (en) * | 1992-01-31 | 1993-09-21 | Texaco Inc. | Steamflooding with alternating injection and production cycles |
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| RU2066744C1 (en) * | 1993-06-17 | 1996-09-20 | Александр Константинович Шевченко | Method for intensification of oil recovery |
| RU2070284C1 (en) * | 1994-07-13 | 1996-12-10 | Акционерное общество закрытого типа "Новые нефтяные технологии - КУРС" | Method for development of oil deposits |
| RU2085715C1 (en) * | 1994-07-18 | 1997-07-27 | Гамбар Закиевич Закиев | Method for development of high-viscous oil and bitumen deposits |
| RU2103487C1 (en) * | 1996-07-05 | 1998-01-27 | Дочернее предприятие "Астраханьгазпром" Российского акционерного общества "Газпром" | Method for development of tectonically screened oil-gas deposit |
| RU2132457C1 (en) * | 1997-04-02 | 1999-06-27 | Напалков Владислав Николаевич | Method for development of bitumen deposits |
| RU2151862C1 (en) * | 1998-11-16 | 2000-06-27 | Региональный научно-технологический центр Урало-Поволжья (РНТЦ ВНИИнефть) | Method of development of heavy oil and natural bitumen fields |
| RU2180387C1 (en) * | 2001-04-10 | 2002-03-10 | Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Process of construction of horizontal well and methods of opening and exploitation of hydrocarbon field with aid of horizontal well |
| RU2237804C1 (en) * | 2003-04-29 | 2004-10-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт" им. А.П. Крылова | Method for extracting deposits of highly viscous oils and bitumens by slanted-horizontal wells |
| RU2246001C1 (en) * | 2003-05-26 | 2005-02-10 | Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Method for extracting deposits of viscous oils and bitumens |
-
2007
- 2007-06-18 RU RU2007122922/03A patent/RU2350747C1/en active
Patent Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| US5246071A (en) * | 1992-01-31 | 1993-09-21 | Texaco Inc. | Steamflooding with alternating injection and production cycles |
| RU2066744C1 (en) * | 1993-06-17 | 1996-09-20 | Александр Константинович Шевченко | Method for intensification of oil recovery |
| RU2070284C1 (en) * | 1994-07-13 | 1996-12-10 | Акционерное общество закрытого типа "Новые нефтяные технологии - КУРС" | Method for development of oil deposits |
| RU2085715C1 (en) * | 1994-07-18 | 1997-07-27 | Гамбар Закиевич Закиев | Method for development of high-viscous oil and bitumen deposits |
| RU2103487C1 (en) * | 1996-07-05 | 1998-01-27 | Дочернее предприятие "Астраханьгазпром" Российского акционерного общества "Газпром" | Method for development of tectonically screened oil-gas deposit |
| RU2132457C1 (en) * | 1997-04-02 | 1999-06-27 | Напалков Владислав Николаевич | Method for development of bitumen deposits |
| RU2151862C1 (en) * | 1998-11-16 | 2000-06-27 | Региональный научно-технологический центр Урало-Поволжья (РНТЦ ВНИИнефть) | Method of development of heavy oil and natural bitumen fields |
| RU2180387C1 (en) * | 2001-04-10 | 2002-03-10 | Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Process of construction of horizontal well and methods of opening and exploitation of hydrocarbon field with aid of horizontal well |
| RU2237804C1 (en) * | 2003-04-29 | 2004-10-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт" им. А.П. Крылова | Method for extracting deposits of highly viscous oils and bitumens by slanted-horizontal wells |
| RU2246001C1 (en) * | 2003-05-26 | 2005-02-10 | Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Method for extracting deposits of viscous oils and bitumens |
Cited By (26)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2553802C2 (en) * | 2008-04-30 | 2015-06-20 | Уорлд Энерджи Системз Инкорпорейтед | Method of hydrocarbons recovery increasing |
| RU2441144C2 (en) * | 2009-08-12 | 2012-01-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Method of oil bench development |
| RU2433254C1 (en) * | 2010-04-21 | 2011-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil filed development |
| RU2436943C1 (en) * | 2010-06-03 | 2011-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for extraction of high viscous oil from deviating hole by method of steam cyclic pumping into reservoir |
| RU2439308C1 (en) * | 2010-06-11 | 2012-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of oil and gas condensate field development |
| RU2441152C1 (en) * | 2010-07-06 | 2012-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of determining bench pressure in injection wells |
| RU2455475C1 (en) * | 2010-12-03 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | 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 |
| RU2468194C1 (en) * | 2011-06-01 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections |
| RU2469186C1 (en) * | 2011-06-27 | 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 |
| RU2469185C1 (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 |
| RU2473795C1 (en) * | 2011-08-19 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well product extraction |
| RU2474677C1 (en) * | 2011-10-03 | 2013-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit with horizontal wells |
| RU2488690C1 (en) * | 2012-01-27 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposits with horizontal wells |
| RU2481468C1 (en) * | 2012-07-23 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscous oil deposit |
| RU2667099C2 (en) * | 2012-09-20 | 2018-09-14 | Статойл Канада Лимитед | Method of improved gravitational drainage in hydrocarbon formation |
| RU2513484C1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation |
| RU2531412C1 (en) * | 2013-07-16 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of superviscous oil field development |
| CN104563989A (en) * | 2014-12-26 | 2015-04-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | Same-well injection-production thermal oil recovery method and its string for horizontal wells |
| RU2596845C1 (en) * | 2015-10-28 | 2016-09-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
| RU2599124C1 (en) * | 2015-11-05 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit |
| RU2612385C1 (en) * | 2016-02-16 | 2017-03-09 | Владимир Васильевич Кунеевский | Method for thermal action on formation |
| RU2613215C1 (en) * | 2016-02-19 | 2017-03-15 | Владимир Васильевич Кунеевский | Method for thermal action on formation |
| RU2623407C1 (en) * | 2016-07-26 | 2017-06-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of bitumen field development |
| CN108266177A (en) * | 2016-12-30 | 2018-07-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for determining the combination of sucker rod strings in SAGD horizontal wells |
| RU2822852C1 (en) * | 2024-02-12 | 2024-07-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of massive oil deposit |
| RU2845651C1 (en) * | 2024-12-16 | 2025-08-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil and bitumen deposits using system of wells |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2007122922A (en) | 2008-12-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2350747C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2305762C1 (en) | Method for viscous oil or bitumen deposit field development | |
| RU2211318C2 (en) | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation | |
| RU2237804C1 (en) | Method for extracting deposits of highly viscous oils and bitumens by slanted-horizontal wells | |
| RU2287677C1 (en) | Method for extracting oil-bitumen deposit | |
| RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
| RU2295030C1 (en) | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2436943C1 (en) | Procedure for extraction of high viscous oil from deviating hole by method of steam cyclic pumping into reservoir | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| 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 | |
| RU2442883C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil reserves | |
| RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
| CA2744749C (en) | Basal planer gravity drainage | |
| RU2285117C2 (en) | Method for extracting hydrocarbon deposits | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
| RU2305758C1 (en) | Method for oil field development | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2468194C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections | |
| RU2513484C1 (en) | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2398104C2 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposits | |
| RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
| RU2433256C1 (en) | Method of high-viscosity oil or bitumen pool development | |
| RU2395676C1 (en) | Method of bitumen deposit development | |
| RU2274741C1 (en) | Oil field development method |