RU2583469C1 - Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen - Google Patents
Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen Download PDFInfo
- Publication number
- RU2583469C1 RU2583469C1 RU2014152658/03A RU2014152658A RU2583469C1 RU 2583469 C1 RU2583469 C1 RU 2583469C1 RU 2014152658/03 A RU2014152658/03 A RU 2014152658/03A RU 2014152658 A RU2014152658 A RU 2014152658A RU 2583469 C1 RU2583469 C1 RU 2583469C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- well
- mineralization
- production
- wells
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 101
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 64
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 37
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 36
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 36
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 32
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims abstract description 29
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims description 85
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 claims description 7
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 claims description 7
- 239000000758 substrate Substances 0.000 claims description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 4
- 238000010792 warming Methods 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 68
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 9
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 32
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 17
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 8
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 7
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 6
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 5
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 4
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical class [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 1
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 238000004781 supercooling 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
-
- 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
-
- 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
- E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (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)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежей высоковязкой нефти горизонтальными скважинами при тепловом воздействии на пласт.The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for developing highly viscous oil deposits by horizontal wells with thermal effects on the reservoir.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта по патенту RU 2095549, включающий в себя чередование периода закачки в пласт воды через нагнетательную скважину с одновременным отбором пластовых флюидов через добывающие скважины с периодом отбора пластовых флюидов через добывающие скважины при прекращении закачки воды через нагнетательную скважину. Периодически один раз в 2-3 суток, производят анализ минерализации добываемой воды, при этом закачку воды с одновременным отбором пластовых флюидов ведут до достижения стабильной величины минерализации добываемой воды. Отбор пластовых флюидов при прекращении закачки воды ведут до достижения стабильной величины минерализации добываемой воды, равной минерализации пластовой воды. Данный способ позволяет более точно определить продолжительность циклов закачки воды и отбора пластовых флюидов.There is a known method of developing a heterogeneous oil reservoir according to patent RU 2095549, which includes alternating the period of water injection into the reservoir through an injection well with the simultaneous selection of formation fluids through production wells with a period of selection of formation fluids through production wells upon stopping the injection of water through the injection well. Periodically once every 2-3 days, the mineralization of the produced water is analyzed, while water is injected with the simultaneous selection of formation fluids until a stable mineralization of the produced water is achieved. The selection of formation fluids at the cessation of water injection is carried out until a stable mineralization of produced water is achieved, equal to the salinity of the produced water. This method allows you to more accurately determine the duration of the cycles of water injection and selection of reservoir fluids.
Недостатками этого способа являются сложность реализации из-за ожидания достижения стабильной величины минерализации добываемой воды, равной минерализации пластовой воды, отключения во время прекращения закачки воды, так как это достигается при охлаждении прогретого продуктивного пласта до температуры ниже температуры конденсации пара, что значительно увеличивает затраты на повторный прогрев, приводит к увеличенному отбору только легких фракций и, как следствие, увеличению вязкости оставшейся нефти или битума, осложняя выработку продукции, и снижению коэффициента извлечения нефти. При этом происходит снижение эффективности выработки продукции из-за невозможности регулирования температуры прогрева пласта вдоль горизонтального участка скважин в связи с локализацией точек закачки и отбора продукции, задающих жесткую направленность в соответствующих скважинах только со стороны устья, а также из-за отсутствия учета начальных свойств добываемой продукции, позволяющих достичь наибольшего коэффициента извлечения нефти.The disadvantages of this method are the difficulty of implementation due to the expectation of achieving a stable mineralization of produced water equal to the salinity of the produced water, shutting off during the cessation of water injection, as this is achieved by cooling the heated reservoir to a temperature below the vapor condensation temperature, which significantly increases the cost of repeated heating leads to an increased selection of only light fractions and, as a result, an increase in the viscosity of the remaining oil or bitumen, complicating the production of oduktsii and lower oil recovery factor. At the same time, there is a decrease in production efficiency due to the inability to control the temperature of the formation warming along the horizontal section of the wells due to the localization of injection and production selection points that specify a rigid directivity in the corresponding wells only from the side of the well, and also due to the lack of consideration of the initial properties of the produced products to achieve the highest oil recovery ratio.
Известен также способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин по патенту RU 2431745, включающий в себя строительство двухустьевых горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через верхнюю - нагнетательную - скважину с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции через нижнюю - добывающую - скважину, съем термограммы паровой камеры, анализ состояния ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры. При этом выше нагнетательной скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, строят технологическую двухустьевую скважину, а съем термограммы паровой камеры проводят по данным термодатчиков, которые размещают в технологической и добывающей двухустьевых горизонтальных скважинах. Со стороны обоих устьев технологической скважины производят геофизические исследования с целью контроля равномерности прогрева паровой камеры, причем в процессе разработки месторождения тяжелой нефти или битума производят периодический отбор проб продукции с обоих устьев контрольной скважины для оценки минерализации находящейся в пробах воды. Исходя из минерализации этой воды сопоставляют ее с наличием температурных пиков на термограммах паровой камеры, после чего производят изменение направлений фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции для выравнивания температуры в паровой камере.There is also a known method of developing a heavy oil or bitumen field using double-mouth horizontal wells according to patent RU 2431745, which includes the construction of horizontal horizontal wells, pumping coolant through the upper - injection - well with heating the reservoir and creating a steam chamber, product selection through the lower - producing - a well, I’ll take a thermogram of a steam chamber, analyze the state of its heating for uniform heating and the presence of temperature peaks, and taking into account the obtained thermal atm is carried out uniform heating of the steam chamber. At the same time, a technological double-well well is built above the injection well at a distance that excludes the breakthrough of the coolant, and the thermogram of the steam chamber is taken according to the temperature sensors that are placed in the technological and producing double-well horizontal wells. Geophysical studies are carried out from both mouths of the technological well to control the uniformity of heating of the steam chamber, and during the development of a heavy oil or bitumen field, product samples are taken from both mouths of the control well to evaluate the mineralization of the water in the samples. Based on the mineralization of this water, it is compared with the presence of temperature peaks in the thermograms of the steam chamber, after which the filtering directions and / or the modes of pumping the coolant and product selection for equalizing the temperature in the steam chamber are changed.
Недостатками такого способа являются высокие материальные затраты, связанные с необходимостью строительства технологической двухустьевой скважины, отсутствие учета начальных свойств добываемой продукции, позволяющих достичь наибольшего коэффициента извлечения нефти, а также осуществление анализа добываемой продукции в удаленных от места отбора специализированных лабораториях, что снижает достоверность получаемых результатов.The disadvantages of this method are the high material costs associated with the need to build a technological wellhead well, the lack of consideration of the initial properties of the produced products to achieve the highest oil recovery coefficient, as well as the analysis of the produced products in specialized laboratories remote from the sampling site, which reduces the reliability of the results.
Наиболее близким к настоящему изобретению является способ разработки залежи высоковязкой нефти по патенту RU 2379494, в котором используются пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам и контроль технологических параметров пласта и скважины, при этом окончания колонн насосно-компрессорных труб располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин, прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта, с увеличением размеров паровой камеры, в процессе отбора продукции, периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды, анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.Closest to the present invention is a method of developing a highly viscous oil deposit according to patent RU 2379494, in which pairs of horizontal injection and production wells are used, the horizontal sections of which are placed parallel to one another in the vertical plane of the reservoir, equipped with a tubing string allowing simultaneous coolant injection and product selection, coolant injection, heating of the reservoir with the creation of a steam chamber, product selection through ext the borehole through the tubing and control of the technological parameters of the reservoir and the well, while the ends of the tubing strings are located at opposite ends of the conventionally horizontal section of the wells, heating of the reservoir begins with steam injection in both wells, heats the borehole zone of the formation, reduces viscosity high-viscosity oil, and the steam chamber is created by injection of a coolant propagating to the upper part of the reservoir, with an increase in the size of the steam chamber, in the process during the production sampling periodically, 2-3 times a week, determine the mineralization of the water taken along the way, analyze the effect of changes in the mineralization of the water taken on the heating uniformity of the steam chamber and, taking into account the changes in the mineralization of the water taken off, carry out uniform heating of the steam chamber by adjusting the coolant injection mode or selection of well production until a stable mineralization value of the associated water is achieved.
Недостатками данного способа являются отсутствие учета начальных свойств добываемой продукции, позволяющих достичь наибольшего коэффициента извлечения нефти, осуществление анализа добываемой продукции в специализированных лабораториях, удаленных от места отбора, который производится с большими периодами (1 раз через 2-3 дня), что снижает достоверность получаемых результатов.The disadvantages of this method are the lack of consideration of the initial properties of the produced products, which allow to achieve the highest oil recovery coefficient, analysis of the produced products in specialized laboratories, remote from the sampling site, which is carried out with long periods (1 time after 2-3 days), which reduces the reliability of the obtained results.
Задачей изобретения является создание способа, позволяющего повысить коэффициент извлечения нефти за счет учета свойств добываемей продукции, увеличения числа анализов минерализации продукции, проводимых непосредственно на скважине.The objective of the invention is to provide a method that allows to increase the coefficient of oil recovery by taking into account the properties of the produced products, increasing the number of analyzes of mineralization of products conducted directly at the well.
Указанная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти или битума с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в продуктивном пласте, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, при этом закачивают теплоноситель, прогревают продуктивный пласт с созданием паровой камеры, отбирают продукцию насосами через нижнюю добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам, окончания которых располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважины, определяют минерализацию воды, попутно отбираемой в процессе отбора, определяют зависимость равномерности прогрева паровой камеры от изменения минерализации попутно отбираемой воды и регулируют режим закачки теплоносителя или отбор продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды, обеспечивая равномерный прогрев паровой камеры.This problem is solved by the method of developing deposits of highly viscous oil or bitumen using a pair of horizontal injection and production wells, the horizontal sections of which are placed parallel to one another in the reservoir, equipped with a string of tubing that allow the coolant to be pumped and selected, while being pumped coolant, warm the reservoir with the creation of a steam chamber, select products with pumps through the lower production well through the pump compressor pipes, the ends of which are located at opposite ends of a conventionally horizontal section of the well, determine the salinity of the water taken in the process of selection, determine the dependence of the uniformity of heating of the steam chamber on the change in mineralization of the water taken in turn, and regulate the mode of coolant injection or selection of well production until a stable mineralization value is achieved along with selected water, ensuring uniform heating of the steam chamber.
Согласно изобретению перед строительством скважин в оценочной скважине или во время строительства скважин производят отбор кернов продуктивного пласта, по отобранным кернам определяют минерализацию воды и состав растворенных в ней элементов, определяют оптимальную минерализацию попутно отбираемой в процессе отбора воды, соответствующую минимальному паробитумному соотношению, для получения максимального коэффициента извлечения нефти из продуктивного пласта, после прогрева пласта и образования паровой камеры не менее одного раза в день в процессе отбора определяют минерализацию попутно отбираемой воды измерительными приборами непосредственно в потоке добываемой продукции, а после достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды регулируют закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины без прорыва теплоносителя в добывающую скважину так, чтобы минерализация отбираемой воды максимально приближалась к оптимальной.According to the invention, prior to the construction of wells in the appraisal well or during the construction of the wells, cores of the productive formation are made, the mineralization of water and the composition of the elements dissolved in it are determined by the selected cores, the optimal mineralization along the selected water in the process of selecting the corresponding minimum vapor-bitumen ratio is determined to obtain the maximum the coefficient of oil recovery from the reservoir, after heating the reservoir and the formation of the vapor chamber at least once in day in the selection process determine the mineralization of the water taken by measuring instruments directly in the flow of produced products, and after reaching a stable mineralization of the water taken in the way, the coolant is pumped into the injection well and the products are taken from the production well without breaking the coolant into the production well so that the mineralized water is taken as close to optimal.
Предпочтительно измерительные приборы располагают на подложке из гидрофильного материала, размещают на приеме насосов и функционально связывают с соответствующими насосами для регулировки отбора продукции и поддержания минимально возможного давления, исключающего парообразование на приеме насоса.Preferably, the measuring devices are placed on a substrate of hydrophilic material, placed on the intake of the pumps and functionally connected with the respective pumps to adjust the selection of products and maintain the lowest possible pressure, excluding vaporization at the intake of the pump.
Изобретение поясняется чертежами.The invention is illustrated by drawings.
На фиг. 1 изображена схема расположения скважин с одним устьем каждая;In FIG. 1 shows the layout of wells with one wellhead each;
на фиг. 2 - схема расположения двухустьевых скважин;in FIG. 2 - layout of double-well wells;
на фиг. 3 - график зависимости коэффициента вытеснения нефти (Квыт) от минерализации (М) попутно отбираемой воды на Ашальчинском месторождении при температуре 100°C.in FIG. 3 is a graph of the dependence of the oil displacement coefficient ( Kout ) on the salinity (M) of the water taken along at the Ashalchinskoye field at a temperature of 100 ° C.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума реализуется следующим образом.The method of developing deposits of high viscosity oil or bitumen is implemented as follows.
Перед строительством скважин в оценочной скважине (не показана) или во время строительства скважин 1 и 2 (фиг. 1 и 2) с соответствующими горизонтальными участками 3 и 4 производят отбор кернов продуктивного пласта 5 для исследования продукции пласта, в том числе минерализации воды и состава растворенных в воде элементов. Исходя из этих данных определяют экспериментальным путем оптимальную минерализацию попутно отбираемой воды в процессе отбора для получения максимального коэффициента извлечения нефти (КИН) из продуктивного пласта 5. Строят парные нагнетательные 1 (фиг. 1 и 2) и добывающие 2 скважины так, чтобы их соответствующие горизонтальные участки 3 и 4 располагались в продуктивном пласте 5 параллельно одна над другой. Скважины 1 и 2 могут быть двухустьевыми, как показано на фиг. 1, или одноустьевыми, как показано на фиг. 2. Кроме того, из-за индивидуальных особенностей продуктивного пласта одна из скважин может быть построена двухустьевой, а другая одноустьевой (не показано). Скважины 1 и 2 оснащают соответствующими двумя колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ) 6, 7 и 8, 9. Вместо НКТ скважины 1 и 2 могут оснащаться непрерывной (гибкой) трубой. Добывающую скважину 2 по длине ее горизонтального участка 4 для дополнительного контроля температуры могут оснащать датчиками 10. Колонны НКТ 6 и 7 позволяют вести закачку теплоносителя (например, пара, перегретой воды), а колонны НКТ 8 и 9 - осуществлять одновременный отбор продукции соответствующими насосами 11 и 12. Продуктивный пласт 5 прогревают теплоносителем с созданием паровой камеры (не показана) над горизонтальным участком 4 добывающей скважины 2. За счет конвективного и кондуктивного переноса тепла на этапе освоения закачкой пара в обе скважины 1 и 2 разогревается межскважинная зона пласта (зона между добывающей 2 и нагнетательной 1 скважинами), при этом снижается вязкость высоковязкой нефти, происходит ее термическое расширение, повышается ее подвижность. Затем в процессе добычи высоковязкой нефти в нагнетательную скважину 1 закачивается пар, который из-за разности плотностей стремится к верхней части продуктивного пласта 5, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой высоковязкой нефтью и связанной пластовой водой под действием силы тяжести стекает к добывающей скважине 2. Колонны НКТ 6, 7 и 8, 9 в каждой скважине располагают в соответствующих скважинах 1 и 2 так, чтобы иметь возможность вести закачку и отбор с противоположных концов соответствующих условно горизонтальных участков 3 и 4; чтобы обеспечить возможность контроля за минерализацией попутно отбираемой воды с двух концов участка 4; чтобы обеспечить возможность регулирования температуры по длине участков 3 и 4 закачкой теплоносителя и отбором продукции насосами 11 и 12, для исключения прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины 1 в добывающую скважину 2 при отборе продукции и увеличения КИН из пласта 5. После прогрева пласта и образования паровой камеры в процессе отбора из добывающей скважины 2 определяют минерализацию попутно отбираемой воды из скважины 2 не менее одного раза в день, непосредственно в потоке добываемой продукции измерительными приборами (условно не показанными), например датчиками, описанными в документах RU 2231787, RU 2330272 и т.п. Измерительные приборы устанавливают в трубопроводе (не показан), перекачивающем добываемую продукцию, или для более точного контроля на приеме насосов 11 и 12, при этом датчики размещают на подложке из гидрофильного материала (например: силикаты и т.п.), имеющего минимальную адгезию к углеводородной части продукции пласта 5, что позволяет достичь объективных показателей в длительном периоде эксплуатации. При установке измерительных приборов на приеме насосов 11 и 12, или в стволе, или на устье скважины их функционально связывают через блок управления (не показан) с соответствующими насосами 11 или 12 для регулировки отбора ими продукции и поддержания минимально возможного давления, исключающего парообразование на приеме соответствующего насоса 11 и 12 с учетом минерализации. Увеличение минерализации воды повышает температуру ее кипения, так как температура кипения соляных растворов тем выше, чем богаче водный раствор солью (выше минерализация воды), например при содержании: 1% соли NaCl (при давлении 760 мм рт.ст., т.е. 101,325 кПа) вода кипит при 100,21°С; 2% - 100,42°C; при 6% - 101,34°C; 15% - 103,83°C; при 18% - 104,79°C; 21% - 106,16°C; 24% - 107,27°C; 27% - 108,43°C; 29,5% - 109,25°C и т.д. Для других солей или их сочетания эти пропорции могут изменяться, поэтому зависимость изменения температуры кипения от минерализации воды и от давления для каждого месторождения определяется после анализа кернов, полученных при бурении на разрабатываемом участке продуктивного пласта 5. При увеличении минерализации насосы 11 и 12 могут работать в более широком диапазоне и снижать давление на приеме насоса 11 или 12 еще до более низких значений (увеличивать производительность насоса 11 или 12 для снижения минерализации), так как согласно уравнению Клапейрона-Клаузиуса с ростом давления температура кипения увеличивается, а с уменьшением давления температура кипения соответственно уменьшается:Before the construction of wells in the appraisal well (not shown) or during the construction of
где Tboil - температура кипения на приеме насоса 11 или 12, К;where T boil is the boiling point at the
Р - давление на приеме насоса 11 или 12, кПа;P - pressure at the
Patm - атмосферное давление (принимается 101,325 кПа), кПа;P atm - atmospheric pressure (taken 101.325 kPa), kPa;
Tboi.atml - температура кипения при атмосферном давлении, К;T boi.atml - boiling point at atmospheric pressure, K;
ΔHboi - удельная теплота испарения, Дж/кг:ΔH boi - specific heat of vaporization, J / kg:
М - молярная масса, кг/моль;M is the molar mass, kg / mol;
R - универсальная газовая постоянная.R is the universal gas constant.
Эту зависимость предварительно перед началом работы вводят в блок управления (контроллер) насосами 11 и 12, чтобы исключить парообразование на приеме насосов из-за изменения минерализации попутно отбираемой воды.Before starting work, this dependence is introduced into the control unit (controller) by
После установления равновесного состояния минерализацию отбираемой воды насосами 11 и 12 из добывающей скважины 2 максимально приближают к оптимальной минерализации, определенной на основе исследовании керна, путем регулирования закачки теплоносителя по колоннам НКТ 6 и 7 в нагнетательную скважину 1 и отбором продукции из добывающей скважины 2 насосами 11 и 12 по колоннам НКТ 8 и 9 без прорыва теплоносителя в добывающую скважину 2.After the equilibrium state has been established, the mineralization of the withdrawn water by
Минерализация пластовой воды при смешении с конденсатом снижается, и минерализация попутно отбираемой воды имеет промежуточное значение.The mineralization of produced water when mixed with condensate is reduced, and the mineralization of the associated water taken is of intermediate value.
При постоянстве закачки и отбора устанавливается равновесное соотношение между количеством добытой высоковязкой нефти и минерализацией попутно отбираемой воды с последующей корректировкой обора продукции и закачки пара с учетом оптимальной минерализации, полученной при изучении керна. Температура на начальном этапе контролируется в добывающей скважине 2 термодатчиками 10, чтобы исключить прорыв пара в добывающую скважину 2, после чего устанавливается устойчивая величина минерализации, максимально приближенная к оптимальной величине без прорыва пара, при отборе насосами 11 и 12. Величина этой минерализации называется равновесным значением минерализации для установленной температуры продукции. О нарушении этого равновесия свидетельствует изменение минерализации попутно отбираемой воды в пробах насоса 11 или 12 при сохранении температуры продукции. В процессе отбора продукции периодически, не менее одного раза в день, определяют минерализацию попутно отбираемой воды, анализируют изменения минерализации попутно отбираемой воды, при этом строят зависимости добычи высоковязкой нефти от минерализации попутно отбираемой воды.With constant injection and selection, an equilibrium relationship is established between the amount of high-viscosity oil produced and the salinity of the water taken along with the subsequent adjustment of production volume and steam injection, taking into account the optimal mineralization obtained by studying the core. The temperature at the initial stage is controlled in the production well 2 by
Как видно из графика (фиг. 3), для температуры добываемой продукции 100°C при правильном подборе минерализации попутно отбираемой воды коэффициент вытеснения приближается к значению 0,7 (70% в охваченном тепловым воздействием участке) с учетом коэффициента охвата (Кохв) при парогравитационном воздействии на пласт 5 (фиг. 1 и 2), равным примерно 0,8 (80% от элемента пласта отведенного под пару скважин 1 и 2), максимальный коэффициент извлечения нефти (КИН) равен 56% согласно формуле:As can be seen from the graph (Fig. 3), for the temperature of the produced product 100 ° C, with the correct selection of the mineralization of the water taken along, the displacement coefficient approaches 0.7 (70% in the heat-affected area) taking into account the coverage coefficient (K ohm ) at steam-gravity impact on the formation 5 (Fig. 1 and 2), equal to about 0.8 (80% of the element of the reservoir allotted for a pair of
Таким образом, при добыче с оптимальной минерализацией попутно добываемой воды можно значительно увеличить КИН продуктивного пласта 5.Thus, when producing with optimal mineralization of produced water, it is possible to significantly increase the oil recovery factor of the
Увеличение минерализации попутно отбираемой воды более чем на 10% по сравнению с равновесным значением минерализации при заданной температуре свидетельствует об увеличении отбора пластовой воды, температура которой находится в интервале 5-15°C. Как следствие, может происходить снижение температуры вблизи добывающей скважины 2 и межскважинной зоны пласта, что ведет к неравномерности прогрева паровой камеры и к уменьшению охвата пласта паротепловым воздействием. Снижение температуры вблизи добывающей скважины 2 и межскважинной зоны ведет к увеличению вязкости добываемой высоковязкой нефти, что, в свою очередь, ведет к снижению количества добытой высоковязкой нефти и, как следствие, к снижению эффективности паротеплового воздействия в целом.An increase in the salinity of water taken in by more than 10% compared to the equilibrium value of salinity at a given temperature indicates an increase in the production of produced water, the temperature of which is in the range of 5-15 ° C. As a result, a temperature decrease can occur near the production well 2 and the inter-well zone of the formation, which leads to uneven heating of the steam chamber and to a decrease in the coverage of the formation by heat and steam. A decrease in temperature near the producing well 2 and the inter-well zone leads to an increase in the viscosity of the produced highly viscous oil, which, in turn, leads to a decrease in the amount of produced highly viscous oil and, as a result, to a decrease in the efficiency of the steam and thermal exposure in general.
Чтобы снизить минерализацию попутно отбираемой воды и повысить температуру вблизи добывающей скважины 2 и в межскважинной зоне и тем самым увеличить равномерность прогрева паровой камеры (не показана), необходимо увеличить объем закачки пара через нагнетательную скважину 1 или уменьшить отбор продукции соответствующими насосами 11 и/или 12. При этом, соответственно, уменьшается и объем попутно отбираемой воды. С ростом объема закачки пара происходит увеличение стабильного прогрева всего объема паровой камеры и прекращается дальнейшее снижение температуры вблизи добывающей скважины 2 и в межскважинной зоне. Также при этом происходит разбавление пластовой воды стекающим конденсатом, и минерализация попутно отбираемой воды снижается. После восстановления равномерности прогрева паровой камеры вновь устанавливается равновесное соотношение между количеством добытой высоковязкой нефти и минерализацией попутно отбираемой воды с учетом оптимальной минерализации при заданной температуре, но необязательно на прежнем уровне, о чем свидетельствует график зависимости добычи высоковязкой нефти от минерализации попутно отбираемой воды.In order to reduce the mineralization of water taken along the way and to increase the temperature near production well 2 and in the inter-well zone and thereby increase the uniformity of heating the steam chamber (not shown), it is necessary to increase the volume of steam injected through injection well 1 or to reduce the selection of products by
Снижение минерализации попутно отбираемой воды более чем на 10% по сравнению с равновесным значением также свидетельствует о неравномерности прогрева паровой камеры, т.к. при этом происходит преждевременный прорыв пара к добывающей скважине 2. Это ведет к непроизводительному расходу пара и, следовательно, к увеличению энергетических затрат. Прорыв пара к добывающей скважине 2 чреват также выходом технологического оборудования из строя из-за воздействия высоких температур. В связи с этим при снижении минерализации попутно отбираемой воды при заданной температуре требуется уменьшить объем закачки пара или увеличить отбор продукции. С увеличением отбора продукции, соответственно, увеличивается объем попутно отбираемой холодной пластовой воды с повышенной минерализацией и, следовательно, увеличивается минерализация попутно отбираемой воды. Так как температура пластовой воды, как было указано ранее, составляет около 5-15°C, то увеличение ее отбора приведет к снижению температуры вблизи добывающей скважины и в межскважинной зоне. Увеличение отбора продукции продолжается до установления равновесного соотношения между количеством добытой высоковязкой нефти и минерализацией попутно отбираемой воды. Об установлении равновесия при заданной температуре судят по графику зависимости добычи высоковязкой нефти от минерализации попутно отбираемой воды.A decrease in the salinity of the water taken by more than 10% compared to the equilibrium value also indicates the uneven heating of the steam chamber, since this leads to a premature breakthrough of steam to
Увеличение частоты контрольных проб до 1 пробы в день (как минимум, в пределе - в режиме он-лайн) позволяет более оперативно реагировать на изменение минерализации (температуры паровой камеры), что позволяет снизить потери пара до 10% при прорыве, исключить переохлаждение паровой камеры, что, как следствие, исключает до 15% затрат на дополнительный нагрев паровой камеры, вызванный этими процессами, и увеличить охват тепловым воздействием.Increasing the frequency of control samples to 1 sample per day (at least in the limit - on-line) allows you to more quickly respond to changes in mineralization (temperature of the steam chamber), which allows to reduce steam loss by up to 10% during breakthrough, and to eliminate supercooling of the steam chamber , which, as a result, eliminates up to 15% of the cost of additional heating of the steam chamber caused by these processes, and increase the coverage by thermal exposure.
Установлено, что дебит по нефти значительно коррелирует с температурой на устье скважины и общей минерализацией добываемой воды, причем дебит пропорционален температуре добываемой жидкости (Т, °C) и обратно пропорционален величине минерализации (М, г/л):It was established that the oil production rate significantly correlates with the temperature at the wellhead and the total mineralization of the produced water, and the production rate is proportional to the temperature of the produced liquid (T, ° C) and inversely proportional to the mineralization value (M, g / l):
Коэффициент корреляции модели отражает на 79% изменчивости дебита ГС. Стандартная ошибка равна 2,6, и ее величину можно использовать в задании границ предсказания для новых наблюдений.The correlation coefficient of the model reflects by 79% the variability of the flow rate of the HS. The standard error is 2.6, and its value can be used to set prediction boundaries for new observations.
Контролируя добычу нефти и закачку пара, оценивают паронефтяное отношение (ПНО), которое должно поддерживаться на возможно более низком уровне для снижения затрат на пар:By controlling oil production and steam injection, the steam-oil ratio (PNO) is estimated, which should be kept as low as possible to reduce steam costs:
Известно осуществление контроля равномерности прогрева паровой камеры по показаниям термодатчиков 10, но из-за частого выхода их из строя снижается эффективность контроля за процессом.It is known to monitor the uniformity of heating the steam chamber according to the readings of the
Из вышеизложенного следует, что способ разработки залежей высоковязкой нефти, позволяющий осуществить регулирование режимов закачки теплоносителя и отбора продукции на основе анализа минерализации попутно отбираемой воды, является очень простым и эффективным способом контроля равномерности прогрева паровой камеры и повышения эффективности нефтеизвлечения залежи высоковязкой нефти.It follows from the foregoing that a method for developing highly viscous oil deposits, which makes it possible to regulate the modes of pumping coolant and product selection based on the analysis of mineralization of associated water, is a very simple and effective way to control the uniformity of heating of the steam chamber and increase the efficiency of oil recovery of the highly viscous oil deposits.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1Example 1
На опытном участке Ашальчинского месторождения высоковязкой нефти, находящемся на глубине 90 м, представленным неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°C, давлением 0,5 МПа пробурена пара горизонтальных двухустьевых скважин 1 и 2 (фиг. 1), которая состоит из нагнетательной скважины 1 и добывающей скважины 2, соответствующие горизонтальные участки 3 и 4 которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта 5 и оснащены соответствующими колоннами насосно-компрессорных труб 6, 7 и 8, 9, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции с разных концов соответствующих горизонтальных участков 3 и 4. На приеме насосов 11 и 12 на гидрофильную подложку были установлены датчики, определяющие минерализацию попутно отбираемой воды. Во время строительства скважин были отобраны керны из продуктивного пласта 5, которые показали, что пласт обладает нефтенасыщенностью 0,70 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм, с нефтью, имеющей плотность 960 кг/м3 и вязкость 22000 мПа·с, и водой, имеющей минерализацию примерно Сп.в.=10 г/л. Минерализация пара и, соответственно, конденсата, близка к нулю, т.е. Cn<<1 г/л. Минерализация попутно отбираемой воды может изменяться в интервале от 1 до 10 г/л в зависимости от стадии разработки пласта 5 высоковязкой нефти. Исходя из свойств пласта 5, объемов закачиваемого в скважину 1 пара, температуры и объема отбираемой продукции определили (взято из опыта эксплуатации подобных скважин этого же месторождения) из формулы (3), что наибольшее количество добываемой нефти пласта 5 с температурой отбираемой продукции, равной примерно 97°C, даст при оптимальной минерализации попутно отбираемой воды 2,4 г/л. До начала освоения добывающей горизонтальной скважины 2 осуществлен прогрев межскважинной зоны путем одновременной циркуляции пара в каждой из указанных скважин 1 и 2. В процессе добычи высоковязкой нефти в нагнетательную скважину 1 закачивается пар, который, распространяясь вверх, создает увеличивающуюся в размерах паровую камеру. В процессе отбора продукции периодически (1 раз в день) определяют минерализацию попутно отбираемой воды на приеме насосов 11, 12 и зависимости добычи высоковязкой нефти от минерализации попутно отбираемой воды. На начальном этапе разработки залежи высоковязкой нефти установилось равновесное соотношение между количеством добытой высоковязкой нефти и минерализацией попутно отбираемой воды при температуре около 100°C, что свидетельствует о равномерности прогрева паровой камеры. Дебит высоковязкой нефти насосами 11 и 12 составил 12,2 м3/сут (ПНО 3,7), минерализация колеблется в интервале 2,1-2,4 г/л. Равновесная (средняя) величина минерализации равна 2,2 г/л. Для приближения минерализации к оптимальной отбор насосами 11 и 12 увеличили до величины, исключающей парообразование на приеме насосов 11 и 12. При этом дебит скважины увеличился до 12,8 м3/сут (примерно на 5%) при этом минерализация составляла 2,3 г/л на приеме обоих насосов 11 и 12 (ПНО 3,5). Через 34 дня эксплуатации анализ минерализации попутно отбираемой воды на приеме насоса 11 показал, что наблюдается рост минерализации от 2,3 г/л до 3,1 г/л или на 34,8%, при этом снизилась добыча высоковязкой нефти на этом насосе с 6,4 м3/сут до 3 м3/сут (суммарное ПНО 5,1). Это говорит о том, что увеличился приток холодной пластовой воды, который способствовал снижению температуры и подвижности высоковязкой нефти и снижению равномерности прогрева паровой камеры. Объем закачки пара на этот момент составлял 45 м3/сут. На основе проведенного анализа было принято решение - увеличить объем закачки пара до 55 м3/сут на 5 дней. При этом отбор продукции насосом 11 снизили наполовину, а насосом 12 повысили на 10% без парообразования на приеме этого насоса, чтобы давление на входе насоса не было меньше 100 кПа. Суммарная добыча нефти снизилась до 9,8 м3/сут (ПНО 5,6), а не до 6 м3/сут (как на аналогичных скважинах, эксплуатируемых по способу, защищенному наиболее близким аналогом). После этого через 3 дня минерализация попутно отбираемой воды на приеме насоса 11 стала снижаться и достигла значения 2,28 г/л и добыча высоковязкой нефти тоже возросла до 11,3 м3/сут (ПНО 4,9). При этом объеме интенсивность отбора насосом 11 вернули в исходное состояние, а на насосе 12 снизили на 10%. В дальнейшем наблюдалась стабилизация добычи высоковязкой нефти на уровне 11,3 м3/сут (на 4% больше, чем в аналогичных скважинах этого же месторождения), и минерализация менялась незначительно в интервале 2,28-2,4 г/л, что соответствовало среднему значению 2,34 г/л с температурой отбираемой продукции равной 75°C, близкому к оптимальному значению, которое поддерживалось регулированием отбора продукции насосами 11 и 12. Впоследствии температура возросла до 100°C, а суммарная добыча составила 13 м3/сут (ПНО 4,2) при минерализации воды 2,7 г/л (что для такой величины дебита и температуры является оптимальной величиной).In the pilot section of the Ashalchinsky high-viscosity oil field, located at a depth of 90 m, represented by heterogeneous formations with a thickness of 20-30 m with a temperature of 8 ° C, a pressure of 0.5 MPa, a pair of horizontal double-
Через 32 дня минерализация попутно отбираемой воды увеличилась от 2,7 г/л до 3,5 г/л, прирост составил 23% при температуре продукции 70°C. Среднесуточная добыча высоковязкой нефти снизилась с 13 м3/сут до 10,2 м3/сут (ПНО 5,4), что свидетельствует об охлаждении паровой камеры. Чтобы выровнять равномерность прогрева паровой камеры, уменьшили отбор попутно отбираемой воды с 100 м3/сут до 88 м3/сут. После этого в течение 4 дней минерализация попутно отбираемой воды стала вновь постепенно снижаться и достигла величины 2,8 г/л, добыча высоковязкой нефти при этом стала расти и стабилизировалась на отметке 12,9 м /сут (ПНО 4,3) при температуре продукции 100°C. При этом КИН составил 45%, что на 15% больше, чем у наиболее близкого аналога.After 32 days, the mineralization of the water taken in parallel increased from 2.7 g / l to 3.5 g / l, an increase of 23% at a production temperature of 70 ° C. The average daily production of high-viscosity oil decreased from 13 m 3 / day to 10.2 m 3 / day (PNO 5.4), which indicates cooling of the steam chamber. In order to even out the uniformity of heating of the steam chamber, the selection of associated water was reduced from 100 m 3 / day to 88 m 3 / day. After that, within 4 days, the mineralization of the water taken off gradually began to gradually decrease again and reached a value of 2.8 g / l, while the production of high-viscosity oil began to grow and stabilized at around 12.9 m / day (PNO 4.3) at a production temperature 100 ° C. In this case, the CIN amounted to 45%, which is 15% more than that of the closest analogue.
Пример 2Example 2
На опытном участке Ашальчинского месторождения высоковязкой нефти, находящемся на глубине 90 м, представленным неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°C, давлением 0,5 МПа пробурена пара горизонтальных одноустьевых скважин 1 и 2 (фиг. 2), которая состоит из нагнетательной скважины 1 и добывающей скважины 2, соответствующие горизонтальные участки 3 и 4 которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта 5 и оснащены соответствующими колоннами насосно-компрессорных труб 6, 7 и 8, 9, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции с разных концов соответствующих горизонтальных участков 3 и 4. На устье на выходе насосов 11 и 12 были на гидрофильную подложку установлены датчики, определяющие минерализацию попутно отбираемой воды. Во время строительства оценочной скважины (на фиг. 2 не показана) были отобраны керны из продуктивного пласта 5, которые показали, что пласт обладает нефтенасыщенностью 0,70 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм2, с нефтью, имеющей плотность 960 кг/м и вязкость 22000 мПа·с, и водой, имеющей минерализацию примерно Сп.в.=10 г/л. Минерализация пара, и соответственно конденсата, близка к нулю, т.е. Сп<<1 г/л, минерализация пластовой воды может достигать Сп.в.=10 г/л. Минерализация попутно отбираемой воды может изменяться в интервале от 1 до 10 г/л в зависимости от стадии разработки пласта 5 высоковязкой нефти. Исходя из свойств пласта 5, объемов закачиваемого пара в скважину 1, температуры и объема отбираемой продукции (взято из опыта эксплуатации подобных скважин этого же месторождения) из формулы (2) определили, что наибольшее количество добываемой нефти пласт 5 даст при оптимальной минерализации попутно отбираемой воды 3,3 г/л. В ходе эксплуатации установилось равновесное соотношение между количеством добытой высоковязкой нефти (13-13,8 м3/сут) и минерализацией попутно отбираемой воды (3,58-3,45 г/л) при температуре отбираемой продукции, равной 100°C и объеме закачиваемого пара 80 м3/сут. Равновесная (средняя) величина минерализации равна 3,52 г/л. Однако для такого дебита из анализов кернов определили, что оптимальной будет минерализация 3,3 г/л. На насосах 11 и 12 увеличили интенсивность отбора на 5%, в результате суммарный дебит составил 14 м3/сут (на 4% выше), а минерализация составила в среднем 3,3 г/л (ПНО 5,7). Через 32 дня эксплуатации за 3 дня минерализация на приеме насоса 12 резко снизилась и достигла величины 2,1 г/л, изменение минерализации составило 33% от равновесной величины, а температура продукции увеличилась до 120°C. Это свидетельствует о том, что произошел преждевременный прорыв пара к добывающей скважине 2, что привело к снижению охвата пласта воздействием, к снижению равномерности прогрева паровой камеры и к непроизводительному расходу теплоносителя. Чтобы нормализовать минерализацию и, соответственно, температуру вблизи добывающей скважины, увеличили отбор жидкости насосом 12 с 43 м3/сут до 49 м3/сут. Минерализация нормализовалась через 9 дней и составила 3,4 г/л, величину отбора жидкости насосами 11 и 12 сделали равными и суммарный объем установили на отметке 97 м3/сут. Добыча высоковязкой нефти в первый момент после прорыва пара снизилась, а затем после увеличения отбора стабилизировалась, оставаясь на уровне 14,2 м3/сут (на 3% выше, чем на аналогичных скважинах) при температуре 110°C (ПНО 5,6). Через три месяца эксплуатации вследствие прорыва пара снизились на приеме обоих насосов 11 и 12 минерализация (до 2,1 г/л) попутно отбираемой воды и дебит (до 11 м /сут) высоковязкой нефти при температуре продукции 87°C (ПНО 7,3). Для восстановления равновесия уменьшили объем закачки пара с 80 м3/сут до 65 м3/сут. Средняя минерализация за 4 дня на обоих насосах 11 и 12 при этом возросла до величины 3,3 г/л и в дальнейшем держалась на этом уровне при температуре продукции 90°C. Дебит высоковязкой нефти постепенно увеличился до значения 14,1 м3/сут (ПНО 4,6). При этом КИН составил 42%, что на 12% выше, чем у наиболее близкого аналога.In the pilot section of the Ashalchinsky high-viscosity oil field, located at a depth of 90 m, represented by heterogeneous formations with a thickness of 20-30 m with a temperature of 8 ° C, a pressure of 0.5 MPa, a pair of horizontal single-
Описанный способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин позволяет увеличить добычу нефти на 3-5%, а КИН - на 10-15% при сопоставимых величинах паронефтяного отношения за счет увеличения числа анализов минерализации этой воды и приближения минерализации в попутно отбираемой воде к оптимальной, определяемой из анализа кернов, взятых непосредственно из данного продуктивного пласта.The described method for developing a highly viscous oil or bitumen deposit using a pair of horizontal injection and production wells allows to increase oil production by 3-5%, and oil recovery factor by 10-15% with comparable vapor-oil ratio due to an increase in the number of analyzes of the salinity of this water and the approximation of mineralization in passing water to the optimum, determined from the analysis of cores taken directly from this reservoir.
Claims (2)
- закачивают теплоноситель,
- прогревают продуктивный пласт с созданием паровой камеры,
- отбирают продукцию насосами через нижнюю добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам, окончания которых располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважины,
- определяют минерализацию воды, попутно отбираемой в процессе отбора,
- определяют зависимость равномерности прогрева паровой камеры от изменения минерализации попутно отбираемой воды,
- регулируют режим закачки теплоносителя или отбор продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды, обеспечивая равномерный прогрев паровой камеры,
отличающийся тем, что
- перед строительством скважин в оценочной скважине или во время строительства скважин производят отбор кернов продуктивного пласта;
- по отобранным кернам определяют минерализацию воды и состав растворенных в ней элементов:
- определяют оптимальную минерализацию попутно отбираемой в процессе отбора воды, соответствующую минимальному паробитумному соотношению, для получения максимального коэффициента извлечения нефти из продуктивного пласта;
- после прогрева пласта и образования паровой камеры не менее одного раза в день в процессе отбора определяют минерализацию попутно отбираемой воды измерительными приборами непосредственно в потоке добываемой продукции;
- после достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды регулируют закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины без прорыва теплоносителя в добывающую скважину так, чтобы минерализация отбираемой воды максимально приближалась к оптимальной.1. The method of developing deposits of highly viscous oil or bitumen using a pair of horizontal injection and production wells, horizontal sections of which are placed parallel to one another in the reservoir, equipped with a column of tubing, allowing simultaneous injection of coolant and selection of products, the method includes into stages in which:
- pump coolant,
- warm the reservoir with the creation of a steam chamber,
- select products by pumps through the lower production well through tubing, the ends of which are located at opposite ends of a conventionally horizontal section of the well,
- determine the salinity of the water, simultaneously taken in the selection process,
- determine the dependence of the uniformity of heating of the steam chamber from changes in the salinity of the water taken along the way,
- regulate the mode of coolant injection or selection of well products until a stable mineralization value of the water taken along the way is achieved, ensuring uniform heating of the steam chamber,
characterized in that
- before the construction of wells in the appraisal well or during the construction of wells, coring of the producing formation is performed;
- the selected cores determine the salinity of the water and the composition of the elements dissolved in it:
- determine the optimal mineralization along the way, taken in the process of water selection, corresponding to the minimum steam-bitumen ratio, to obtain the maximum coefficient of oil recovery from the reservoir;
- after warming up the formation and forming a steam chamber at least once a day, during the selection process, the salinity of the water taken by measuring instruments is determined directly in the flow of produced products;
- after reaching a stable mineralization value of the water taken along the way, the coolant is pumped into the injection well and the products are taken from the production well without breaking the coolant into the production well so that the mineralization of the taken water is as close to optimal as possible.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014152658/03A RU2583469C1 (en) | 2014-12-24 | 2014-12-24 | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014152658/03A RU2583469C1 (en) | 2014-12-24 | 2014-12-24 | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2583469C1 true RU2583469C1 (en) | 2016-05-10 |
Family
ID=55959962
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014152658/03A RU2583469C1 (en) | 2014-12-24 | 2014-12-24 | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2583469C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106121609A (en) * | 2016-08-09 | 2016-11-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method of Destroying Interlayers Near Horizontal Wells |
| RU2730504C1 (en) * | 2020-01-14 | 2020-08-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of development of high-viscosity oil deposit using thermal methods and device for implementation thereof |
| RU2784700C1 (en) * | 2022-06-28 | 2022-11-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing paired horizontal wells producing high-viscosity oil |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4662441A (en) * | 1985-12-23 | 1987-05-05 | Texaco Inc. | Horizontal wells at corners of vertical well patterns for improving oil recovery efficiency |
| RU2095549C1 (en) * | 1993-02-04 | 1997-11-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for development of nonuniform oil bed |
| RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
| RU2400620C1 (en) * | 2009-07-28 | 2010-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil field at thermal steam action on formation |
| RU2431745C1 (en) * | 2010-04-20 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of two well head horizontal wells |
| RU2468193C1 (en) * | 2011-06-08 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit in multiple-formation layer-by-layer nonhomogeneous header |
| 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 |
-
2014
- 2014-12-24 RU RU2014152658/03A patent/RU2583469C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4662441A (en) * | 1985-12-23 | 1987-05-05 | Texaco Inc. | Horizontal wells at corners of vertical well patterns for improving oil recovery efficiency |
| RU2095549C1 (en) * | 1993-02-04 | 1997-11-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for development of nonuniform oil bed |
| RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
| RU2400620C1 (en) * | 2009-07-28 | 2010-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil field at thermal steam action on formation |
| RU2431745C1 (en) * | 2010-04-20 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of two well head horizontal 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 |
| RU2468193C1 (en) * | 2011-06-08 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit in multiple-formation layer-by-layer nonhomogeneous header |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106121609A (en) * | 2016-08-09 | 2016-11-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method of Destroying Interlayers Near Horizontal Wells |
| RU2730504C1 (en) * | 2020-01-14 | 2020-08-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of development of high-viscosity oil deposit using thermal methods and device for implementation thereof |
| RU2784700C1 (en) * | 2022-06-28 | 2022-11-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing paired horizontal wells producing high-viscosity oil |
| RU2795285C1 (en) * | 2022-11-25 | 2023-05-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing superviscous oil deposits |
| RU2792484C1 (en) * | 2022-12-02 | 2023-03-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for operating paired wells producing high-viscosity oil with formation pressure maintenance |
| RU2795283C1 (en) * | 2023-02-10 | 2023-05-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing superviscous oil deposits |
| RU2806969C1 (en) * | 2023-05-05 | 2023-11-08 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for operating pair of wells producing high-viscosity oil |
| RU2806972C1 (en) * | 2023-05-11 | 2023-11-08 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method of operating paired wells producing high-viscosity oil |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| RU2340768C2 (en) | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2663527C1 (en) | Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil | |
| CA2867873C (en) | Methods and systems for downhole thermal energy for vertical wellbores | |
| RU2663532C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
| US20190257183A1 (en) | Processes for producing hydrocarbons from a reservoir | |
| RU2663528C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
| RU2583469C1 (en) | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2438006C1 (en) | Procedure for control of paraffine deposits in oil-gas wells | |
| RU2468194C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections | |
| US9982522B2 (en) | Method of development of a deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
| CA2926346C (en) | Method of development of a deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2678738C1 (en) | Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method | |
| RU2675115C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
| RU2431745C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of two well head horizontal wells | |
| RU2514044C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| US20150198023A1 (en) | Systems and methods for producing viscous hydrocarbons | |
| RU2610966C1 (en) | Highly viscous oil or bitumen field development method | |
| RU2461705C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposit at thermal effect | |
| RU2689102C2 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit | |
| RU2431746C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of double well head horizontal wells | |
| RU2673825C1 (en) | Method for developing of reservoir of super-viscous oil or bitumen under thermal exposure | |
| RU2795285C1 (en) | Method for developing superviscous oil deposits | |
| RU2663530C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201225 |