RU2578140C1 - Method for development of deposits of natural high-viscosity hydrocarbon fluids - Google Patents
Method for development of deposits of natural high-viscosity hydrocarbon fluids Download PDFInfo
- Publication number
- RU2578140C1 RU2578140C1 RU2015102281/03A RU2015102281A RU2578140C1 RU 2578140 C1 RU2578140 C1 RU 2578140C1 RU 2015102281/03 A RU2015102281/03 A RU 2015102281/03A RU 2015102281 A RU2015102281 A RU 2015102281A RU 2578140 C1 RU2578140 C1 RU 2578140C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- well
- formation
- production
- horizontal
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 31
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 19
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 19
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 18
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 25
- 238000011161 development Methods 0.000 title description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 48
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 48
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 39
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 31
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims abstract description 19
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 claims abstract description 3
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 7
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000969 carrier Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 35
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 19
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 239000002641 tar oil Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области горного дела, может быть использовано в нефтяной промышленности, наиболее полезно при добыче высоковязких тяжелых и битуминозных нефтей.The invention relates to the field of mining, can be used in the oil industry, most useful in the production of highly viscous heavy and tar oils.
Известен «Способ разработки нефтебитумной залежи» [1], включающий проводку в пласте двух параллельных между собой горизонтальных стволов, закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины. Недостатком способа является низкая результативность процесса отбора продукции из-за больших тепловых потерь в продуктивном пласте.The well-known "Method for the development of oil and bitumen deposits" [1], including wiring in the reservoir of two parallel horizontal shafts, injecting steam into the upper injection well and the selection of products from the lower producing well. The disadvantage of this method is the low efficiency of the selection process due to large heat losses in the reservoir.
Известен «Способ разработки высоковязкой нефти или битума» [2], включающий закачку окислителя через нагнетательную скважину, создание прямоточного фронта горения, контроль за его продвижением и добычу пластовых флюидов через добывающие скважины, причем после создания фронта горения определяют границу влияния движущейся по пласту высокотемпературной зоны, после чего выбирают неохваченную тепловым воздействием добывающую скважину, через межтрубное пространство которой производят откачку газов горения из пласта, при этом откачку газа производят до увеличения пластовой температуры на забое добывающей скважины на 10-15°C. Недостатками способа [2] являются низкая результативность его применения из-за невозможности регулировки прогрева пласта и создания паровой камеры, а также недостаточный (небольшой) охват пласта процессом горения, так как прогрев пласта и отбор продукции пласта происходит точечно.The well-known "Method for the development of high-viscosity oil or bitumen" [2], including the injection of an oxidizing agent through an injection well, the creation of a straight-through combustion front, control of its progress and production of formation fluids through production wells, and after the creation of the combustion front, determine the influence boundary of the high-temperature zone moving across the formation and then choose a production well that is not covered by heat, through the annulus of which the combustion gases are pumped out of the formation, while the gas is pumped out produce until the reservoir temperature increases at the bottom of the producing well by 10-15 ° C. The disadvantages of the method [2] are the low efficiency of its application due to the impossibility of adjusting the heating of the formation and creating a steam chamber, as well as insufficient (small) coverage of the formation by the combustion process, since the heating of the formation and selection of production of the formation occurs pointwise.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату, прототипом, является «Способ разработки месторождения высоковязкой нефти» [3], включающий закачку окислителя через нагнетательные скважины, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающие скважины. Параллельно окислителю нагнетают горючее, перед закачкой в пласт перемешиваемое с водой. При этом количество (долю) воды в горючем увеличивают при повышении температуры отбираемой продукции выше заданной и уменьшают при снижении температуры отбираемой продукции ниже заданной минимально допустимой.The closest in technical essence and the achieved result, the prototype is the "Method for the development of high-viscosity oil fields" [3], which includes the injection of oxidizing agent through injection wells, the organization of in-situ combustion and the selection of products through production wells. In parallel, fuel is injected into the oxidizer, mixed with water before injection into the formation. At the same time, the amount (fraction) of water in the fuel increases with increasing temperature of the selected products above a predetermined one and decreases with decreasing temperature of the selected products below a predetermined minimum allowable.
Недостатками прототипа [3] являются низкая результативность процесса вытеснения высоковязкой нефти из-за неравномерного прогрева продуктивного пласта агентом воздействия по всему интервалу горизонтального ствола, невозможность контролирования и регулирования процесса внутрипластового распространения фронта горения, прогрева горных пород.The disadvantages of the prototype [3] are the low efficiency of the process of displacement of highly viscous oil due to uneven heating of the reservoir by the exposure agent over the entire interval of the horizontal well, the inability to control and regulate the process of in-situ propagation of the combustion front, heating of rocks.
Целью заявляемого изобретения является повышение результативности процесса вытеснения и добычи высоковязких углеводородных флюидов-энергоносителей из месторождений, увеличение охвата пласта агентом воздействия, обеспечение контроля и регулирования внутрипластового горения и прогрева горных пород.The aim of the invention is to increase the efficiency of the process of displacing and producing highly viscous hydrocarbon energy fluids from fields, increasing the coverage of the formation with an impact agent, ensuring the control and regulation of in-situ combustion and heating of rocks.
Цели достигают тем, что разработку залежи природных высоковязких углеводородных флюидов с использованием внутрипластового горения выполняют путем строительства добывающей двухустьевой скважины с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта и над ней нагнетательных вертикальных скважин, с двух сторон от двухустьевой горизонтальной добывающей скважины строят выполненные ниже кровли продуктивного пласта контрольные вертикальные скважины. Все скважины оснащают оборудованием для регистрации и показания температуры и давления. В нагнетательные скважины подают теплоноситель, прогревают прилегающие к скважинам области продуктивного пласта до температуры не менее температуры самовоспламенения продукта пласта. После прогрева подачу теплоносителя в пласт прекращают, в нагнетательные скважины подают окислитель и инициируют распространяющееся по пласту внутрипластовое горение и содержащиеся в пласте углеводородные флюиды разогревают до текучести. Образующиеся продукты горения извлекают из добывающей и контрольных скважин. При остывании и снижении текучести извлекаемой из одной скважины продукта близкорасположенные к этой скважине контрольные скважины переводят на нагнетание окислителя, инициируют и/или интенсифицируют горение в окружающей призабойной зоне остывающей скважины, прогревают пласт до обеспечивающей оптимальную текучесть флюида температуры, прекращают подачу окислителя и процесс горения, после достижения оптимальной температуры продукции скважин из этих вертикальных скважин производят отбор продукции. Добычу флюидов из нефтеносного пласта осуществляют одновременно из двух устьев горизонтальной добывающей скважины. При повышении температуры в какой-либо вертикальной скважине выше допустимой, скважину переводят под нагнетание негорючего агента, охлаждают призабойную зону скважины и увеличивают пластовое давление, после достижения оптимальной температуры продукции скважин из этой вертикальной скважины возобновляют отбор продукции. Прорыв фронта горения к добывающей двухустьевой горизонтальной скважине предупреждают путем закачивания нефти в эту скважину. При прорыве фронта горения к горизонтальной добывающей скважине осуществляют ее охлаждение путем закачки воды в ближайшие вертикальные скважины.The goals are achieved by the fact that the development of a reservoir of natural high-viscosity hydrocarbon fluids using in-situ combustion is carried out by constructing a producing wellhead with a horizontal wellbore in the bottom of the formation and above the vertical injection wells, on the two sides of the horizontal well of the producing well the control below the roof of the producing formation is built vertical wells. All wells are equipped with equipment for recording and reading temperature and pressure. The coolant is pumped into the injection wells, the regions of the productive formation adjacent to the wells are heated to a temperature not less than the self-ignition temperature of the formation product. After warming up, the coolant flow into the formation is stopped, an oxidizing agent is fed into injection wells and in-situ combustion propagating throughout the formation is initiated, and the hydrocarbon fluids contained in the formation are heated to flow. The resulting combustion products are recovered from the production and control wells. When cooling and reducing the fluidity of the product extracted from one well, the control wells located close to this well are transferred to the injection of the oxidizing agent, initiate and / or intensify the combustion in the surrounding bottom-hole zone of the cooling well, warm the formation to ensure the optimum fluidity of the temperature fluid, stop the flow of the oxidizing agent and the combustion process, after reaching the optimum temperature of the production of wells from these vertical wells produce selection. The production of fluids from the oil reservoir is carried out simultaneously from two mouths of a horizontal production well. If the temperature in any vertical well rises above the permissible one, the well is transferred under injection of a non-combustible agent, the bottom-hole zone of the well is cooled, and the reservoir pressure is increased, after reaching the optimum temperature of well production from this vertical well, production is resumed. A breakthrough of the combustion front to the producing dual mouth horizontal well is prevented by pumping oil into this well. When a combustion front breaks through to a horizontal production well, it is cooled by pumping water into the nearest vertical wells.
Заявляемый способ осуществляют, например, следующим путем при добыче разновидности углеводородных флюидов - высоковязкой нефти - с использованием процесса внутрипластового горения.The inventive method is carried out, for example, in the following way in the production of a variety of hydrocarbon fluids - high viscosity oil - using the in situ combustion process.
На месторождении высоковязкой нефти осуществляют строительство скважин - двухустьевой добывающей скважины с горизонтальным стволом, причем бурение горизонтального участка добывающей скважины осуществляют в подошвенной части продуктивного пласта.Well construction is carried out at a highly viscous oil field - a two-wellhead producing well with a horizontal wellbore, and a horizontal section of the producing well is drilled in the bottom of the producing formation.
Схема реализации способа разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения показана на чертеже, где 1 - двухустьевая добывающая горизонтальная скважина; 2, 3, 4 - вертикальные нагнетательные скважины; 5 - устройство контроля температуры и давления; 6 - зона горения; 7 - распространение фронта горения; 8 - зона продвижения нагретой скважинной среды; 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24 - вертикальные контролирующие скважины.A diagram of a method for developing a highly viscous oil field using in-situ combustion is shown in the drawing, where 1 is a two-well horizontal producing well; 2, 3, 4 - vertical injection wells; 5 - device for monitoring temperature and pressure; 6 - combustion zone; 7 - distribution of the combustion front; 8 - zone of advancement of the heated well environment; 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24 — vertical control wells.
По обе стороны двухустьевой горизонтальной добывающей скважины 1 строят дополнительно по два ряда вертикальных контролирующих скважин 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24. Расстояние между скважинами выбирают экспериментально, исходя из свойств продуктивного пласта, например его проницаемости, трещиноватости, пористости, теплоемкости и теплопроводности горной породы пласта, теплотворности содержащегося в пласте флюида. Свойства определяют путем исследования кернов, извлекаемых при бурении. Все скважины - добывающую и контролирующие - оснащают устройствами 5 контроля температуры и давления, например термометрами сопротивления и манометрами, с показывающими приборами на поверхности (на чертеже не указаны как вспомогательные устройства).On both sides of the double-mouth horizontal production well 1, two additional rows of
Над горизонтальным стволом (вдоль горизонтальной скважины) добывающей скважины 1 строят вертикальные нагнетательные скважины 2, 3, 4 (на чертеже изображены три нагнетательные скважины), забои которых располагают в пределах этого же продуктивного пласта над горизонтальным стволом добывающей скважины 1. Вертикальные нагнетательные скважины 2, 3, 4 между собой располагают на некотором расстоянии, например 10-30 м. Забои вертикальных скважин над горизонтальным стволом добывающей скважины 1 располагают на экспериментально определяемом, исключающем прорыв окислителя в добывающую скважину, расстоянии. Например, это расстояние составляет от 1 до 20 метров на Ашальчинском месторождении высоковязкой нефти [Россия, Республика Татарстан, Альметьевский р-н. Продуктивными отложениями являются пласты нижнего карбона, где толщина пласта H равна H=3 м =(1064-1061) м и среднего карбона, где H=26 м]. Это расстояние (между горизонтальной и вертикальными скважинами) определяют исходя из свойств и толщины продуктивного пласта, руководствуясь результатами геофизических исследований скважин. Например, при низкой проницаемости продуктивного пласта прорыв окислителя исключается при меньшем значении расстояния между вертикальной и горизонтальной скважинами. С увеличением толщины продуктивного пласта прорыв окислителя предотвращают увеличением расстояния между вертикальной и горизонтальной скважинами.Vertical injection wells 2, 3, 4 are built above the horizontal wellbore (along the horizontal well) of production well 1 (three injection wells are shown in the drawing), the faces of which are located within the same productive formation above the horizontal well of production well 1. Vertical injection wells 2, 3, 4 are located at a certain distance, for example, 10-30 m. The faces of the vertical wells above the horizontal well of the producing well 1 are located on an experimentally determined one, excluding we have a breakthrough of the oxidizing agent in the production well, distance. For example, this distance is from 1 to 20 meters at the Ashalchinsky high-viscosity oil field [Russia, the Republic of Tatarstan, Almetyevsk district. Productive deposits are the Lower Carboniferous formations, where the thickness of the formation H is equal to H = 3 m = (1064-1061) m and the average Carboniferous, where H = 26 m]. This distance (between horizontal and vertical wells) is determined based on the properties and thickness of the reservoir, being guided by the results of geophysical studies of wells. For example, with low permeability of the reservoir, an oxidizer breakthrough is excluded with a smaller distance between the vertical and horizontal wells. With increasing thickness of the reservoir, an oxidizer breakthrough is prevented by increasing the distance between the vertical and horizontal wells.
Построив удовлетворяющие вышеуказанным условиям скважины, предпринимают действия для возбуждения внутрипластового горения. В нагнетательные скважины 2, 3, 4 подают теплоноситель, например горячие, с температурой 700°C, продукты сгорания от б/у авиационного газотурбинного двигателя. Подачей теплоносителя в скважины, например в течение 24 часов, прогревают прилегающие к скважинам области продуктивного пласта. Прогрев продолжают до достижения температуры в прилегающей области пласта не менее температуры самовоспламенения продукта пласта, например плюс 300°C. После прогрева подачу теплоносителя прекращают и в нагнетательные скважины 2, 3, 4 подают окислитель, например кислород и/или воздух (содержание кислорода 21%). При контакте разогретого продукта пласта с окислителем нефть возгорается и возникает зона горения (фронт горения), распространяющаяся по пласту. Часть находящегося в пласте продукта сгорает, другая часть является объектом добычи. При горении продукция пласта разогревается, выделяются продукты горения, возрастают объем, давление и текучесть находящихся в пласте углеводородных флюидов. Вытесняемые продуктами горения флюиды приходят в движение по направлению к забоям скважин. Возникновение движения флюида контролируют, например путем фиксации повышения температуры в добывающей скважине 1. С возникновением движения флюида контролирующие скважины 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24 используют в качестве добывающих, причем с сохранением возможности контролирования. Из добывающей двухустьевой горизонтальной скважины 1 и из переведенных в добывающие контролирующих скважин 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24 производят отбор продуктов пласта. При этом в нагнетательные скважины 2, 3, 4 продолжают нагнетать окислитель, тем самым поддерживают внутрипластовое горение с разогревом флюида продуктивного пласта.Having built wells that satisfy the above conditions, they take actions to initiate in-situ combustion. In the injection wells 2, 3, 4, coolant, for example, hot, with a temperature of 700 ° C, combustion products from a used aircraft gas turbine engine is supplied. By supplying coolant to the wells, for example, for 24 hours, the areas of the reservoir that are adjacent to the wells are heated. Warming up is continued until the temperature in the adjacent region of the formation is not less than the temperature of self-ignition of the formation product, for example, plus 300 ° C. After warming up, the coolant supply is stopped and an oxidizing agent, for example oxygen and / or air (
При снижении температуры и текучести флюидов в какой-либо из скважин ниже оптимальной часть наиболее близко расположенных к остывающей скважине вертикальных скважин переводят в нагнетательные для подачи окислителя, начинают нагнетание окислителя, инициируют и/или интенсифицируют внутрипластовое горение в окрестностях этой остывающей призабойной зоны. После инициирования в призабойных зонах вертикальных скважин горения и повышения до оптимальной температуры изымаемой из скважин продукции (температуры, обеспечивающей необходимую для добычи текучесть флюидов), использованные в качестве нагнетательных вертикальные скважины перекрывают, прекращают подачу окислителя в них, тем самым прекращают горение в призабойной зоне скважин. С прекращением горения повысившаяся (при горении) внутрипластовая температура сохраняется, обеспечивая оптимальную текучесть флюидов. После достижения оптимальной температуры продукции скважин из этих вертикальных скважин производят отбор продукции.With a decrease in temperature and fluidity of fluid in any of the wells below the optimum, part of the vertical wells closest to the cooling well are converted into injection wells for the supply of oxidizing agent, injection of the oxidizing agent is started, and in-situ combustion is initiated and / or intensified in the vicinity of this cooling bottom-hole zone. After initiation of vertical combustion wells in the bottom-hole zones and increase to the optimum temperature of the products withdrawn from the wells (temperature that ensures fluid flow necessary for production), the vertical wells used as injection wells are shut off, the oxidizer is stopped flowing into them, thereby stopping combustion in the bottom-hole zone of the wells . With the cessation of combustion, the increased (during combustion) in-situ temperature is maintained, providing optimal fluidity of the fluids. After reaching the optimum temperature of the production of wells from these vertical wells produce production selection.
По потребности интенсивность эксплуатации месторождения и объем добычи углеводородов осуществляют путем одновременной добычи флюидов нефтеносного пласта из двух устьев горизонтальной добывающей скважины.According to demand, the field’s exploitation intensity and hydrocarbon production are carried out by simultaneous production of oil reservoir fluids from two mouths of a horizontal production well.
При увеличении температуры в какой-либо вертикальной скважине выше допустимой ее (скважину) переводят под нагнетание негорючего агента, например извлеченных из пласта и остывших продуктов сгорания, и увеличивают давление выше пластового. Допустимой является температура, при которой отсутствует негативное влияние (температуры) на конструкцию скважины.With an increase in temperature in a vertical well above a permissible one (well), it is transferred under injection of a non-combustible agent, for example, extracted from the formation and cooled combustion products, and pressure increases above the formation. Allowed is the temperature at which there is no negative effect (temperature) on the well design.
Возможный прорыв фронта горения к скважине 1 контролируют по повышению температуры в скважине 1. С началом повышения температуры в целях предупреждения прорыва фронта горения в добывающую двухустьевую горизонтальную скважину 1 закачивают высоковязкую нефть, например до 15 т нефти на одну обработку скважины.A possible breakthrough of the combustion front to well 1 is controlled by increasing the temperature in well 1. With the beginning of a rise in temperature, in order to prevent a breakthrough of the combustion front, high-viscosity oil is pumped into the producing two-well horizontal well 1, for example, up to 15 tons of oil per well treatment.
В случае прорыва фронта горения к скважине 1 осуществляют ее (скважины 1) охлаждение, например, путем закачки воды в вертикальные скважины 13, 14 и 24.In the case of a breakthrough of the combustion front to well 1, it (well 1) is cooled, for example, by pumping water into
Приведенный пример осуществления предлагаемого изобретения может быть реализован для добычи иных, кроме нефти, углеводородных флюидов, например природных битумов.The example embodiment of the present invention can be implemented for the production of hydrocarbon fluids other than oil, for example, natural bitumen.
Предлагаемый способ разработки высоковязких углеводородных флюидов позволяет повысить степень выработки запасов, например высоковязкой нефти, битумов. Степень выработки продуктивного пласта повышают за счет инициирования и поддержания внутрипластового горения и эксплуатации вертикальных скважин с попеременным использованием их (скважин) для нагнетания окислителя или негорючего агента и отбора продукции внутрипластового горения;The proposed method for the development of high viscosity hydrocarbon fluids can increase the degree of development of reserves, such as high viscosity oil, bitumen. The degree of development of a productive formation is increased due to the initiation and maintenance of in-situ combustion and the operation of vertical wells with their alternate use (wells) for injection of an oxidizing agent or non-combustible agent and selection of in-situ combustion products;
Применение заявляемого способа возможно как с бурением новых скважин, так и с использованием уже имеющихся скважин в комплексе с осуществленными ранее способами разработки, например с применением закачки пара и иных рабочих агентов.The application of the proposed method is possible both with the drilling of new wells, and with the use of existing wells in combination with previously developed development methods, for example, using steam injection and other working agents.
Заявляемый способ в отличие от прототипа обеспечивает существенное повышение результативности процесса вытеснения и добычи высоковязких углеводородных флюидов-энергоносителей из месторождений за счет увеличения охвата пласта агентом воздействия, обеспечения контроля и регулирования внутрипластового горения, прогрева продуктивного пласта.The inventive method, in contrast to the prototype, provides a significant increase in the efficiency of the process of displacing and producing highly viscous hydrocarbon energy fluids from fields by increasing the coverage of the formation with an impact agent, providing control and regulation of in-situ combustion, and heating of the productive formation.
Применение заявляемого способа способствует повышению извлекаемой доли имеющегося в продуктивном пласте углеводородного флюида (повышению флюидоотдачи пласта) из месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, в том числе высоковязких нефтей, природных битумов.The application of the proposed method helps to increase the recoverable fraction of the hydrocarbon fluid present in the reservoir (increasing the fluid recovery of the reservoir) from hard-to-recover hydrocarbon deposits, including highly viscous oils and natural bitumen.
Пример осуществления предлагаемого изобретения показывает его полезность для разработки ныне разведанных, но неэксплуатируемых месторождений углеводородного сырья - из-за высокой стоимости извлечения вязкого флюида, повышения рентабельности ныне разрабатываемых месторождений высоковязкой нефти и природных битумов.An example implementation of the invention shows its usefulness for the development of currently explored, but non-exploitable hydrocarbon deposits - due to the high cost of extracting viscous fluid, increasing the profitability of currently developed fields of high viscosity oil and natural bitumen.
Предлагаемое изобретение удовлетворяет критериям новизны, так как при определении уровня техники не обнаружено средство, которому присущи признаки, идентичные (то есть совпадающие по исполняемой ими функции и форме выполнения этих признаков) всем признакам, перечисленным в формуле изобретения, включая характеристику назначения.The present invention satisfies the criteria of novelty, since when determining the level of technology, no means have been found that have characteristics that are identical (that is, matching the functions performed by them and the form in which these signs are performed) to all the signs listed in the claims, including the purpose of the application.
Способ имеет изобретательский уровень, поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками данного изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на указанный технический результат.The method has an inventive step, because no technical solutions have been identified that have features that match the distinguishing features of this invention, and the popularity of the influence of distinctive features on the specified technical result has not been established.
Заявленное техническое решение с использованием известных технических средств и оборудования осуществимо в промышленном производстве для добычи полезных ископаемых - углеводородных энергоносителей. Это соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям.The claimed technical solution using well-known technical means and equipment is feasible in industrial production for the extraction of minerals - hydrocarbon energy. This meets the criterion of "industrial applicability" presented to the invention.
ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ ИСТОЧНИКИUSED SOURCES
1. Патент РФ №2287677, МПК E21B 43/24. Приоритет от 16.12.2005. Опубл. 20.11.2006. Описание патента.1. RF patent No. 2287677, IPC E21B 43/24. Priority dated December 16, 2005. Publ. 11/20/2006. Patent Description
2. Заявка на патент РФ №97107687, МПК E21B 43/24. Приоритет от 07.05.1997. Опубл. 27.04.1999. Описание предполагаемого изобретения.2. Application for a patent of the Russian Federation No. 97107687, IPC E21B 43/24. Priority from 05/07/1997. Publ. 04/27/1999. Description of the alleged invention.
3. Патент РФ №2403382, МПК E21B 43/24. Приоритет от 26.06.2009. Опубл. 10.11.2010. Описание патента.3. RF patent No. 2403382, IPC E21B 43/24. Priority from 06/26/2009. Publ. 11/10/2010. Patent Description
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015102281/03A RU2578140C1 (en) | 2015-01-26 | 2015-01-26 | Method for development of deposits of natural high-viscosity hydrocarbon fluids |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015102281/03A RU2578140C1 (en) | 2015-01-26 | 2015-01-26 | Method for development of deposits of natural high-viscosity hydrocarbon fluids |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2578140C1 true RU2578140C1 (en) | 2016-03-20 |
Family
ID=55648194
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015102281/03A RU2578140C1 (en) | 2015-01-26 | 2015-01-26 | Method for development of deposits of natural high-viscosity hydrocarbon fluids |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2578140C1 (en) |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6412557B1 (en) * | 1997-12-11 | 2002-07-02 | Alberta Research Council Inc. | Oilfield in situ hydrocarbon upgrading process |
| RU2287677C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil-bitumen deposit |
| RU2403382C1 (en) * | 2009-06-26 | 2010-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscous oil deposit |
| RU2425969C1 (en) * | 2010-08-18 | 2011-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscous oil deposit |
| RU2425968C1 (en) * | 2010-08-18 | 2011-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscous oil deposit |
| RU2433257C1 (en) * | 2010-04-19 | 2011-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil development |
| RU2434127C1 (en) * | 2010-04-29 | 2011-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of heavy oil or bitumen deposit |
| RU2438013C1 (en) * | 2010-06-03 | 2011-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | High-viscosity oil deposit development method |
-
2015
- 2015-01-26 RU RU2015102281/03A patent/RU2578140C1/en active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6412557B1 (en) * | 1997-12-11 | 2002-07-02 | Alberta Research Council Inc. | Oilfield in situ hydrocarbon upgrading process |
| RU2287677C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil-bitumen deposit |
| RU2403382C1 (en) * | 2009-06-26 | 2010-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscous oil deposit |
| RU2433257C1 (en) * | 2010-04-19 | 2011-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil development |
| RU2434127C1 (en) * | 2010-04-29 | 2011-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of heavy oil or bitumen deposit |
| RU2438013C1 (en) * | 2010-06-03 | 2011-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | High-viscosity oil deposit development method |
| RU2425969C1 (en) * | 2010-08-18 | 2011-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscous oil deposit |
| RU2425968C1 (en) * | 2010-08-18 | 2011-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscous oil deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2425969C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit | |
| CN102900415B (en) | Double-horizontal well fire flooding and drainage production method for deep and ultra-deep heavy oil reservoirs | |
| RU2358099C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil | |
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| RU2531963C1 (en) | Development of thick oil or bitumen deposits | |
| RU2539048C2 (en) | In-situ combustion method (versions) | |
| RU2663532C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
| CA2815737C (en) | Steam assisted gravity drainage with added oxygen geometry for impaired bitumen reservoirs | |
| Wenlong et al. | Field control technologies of combustion assisted gravity drainage (CAGD) | |
| RU2399755C1 (en) | Development method of oil deposit by using thermal action on formation | |
| CN108026766A (en) | Mobile injection gravity drainage for heavy oil recovery | |
| RU2403382C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit | |
| RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2597040C1 (en) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits | |
| RU2386801C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development with usage of in-situ combustion | |
| RU2405104C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit | |
| RU2433256C1 (en) | Method of high-viscosity oil or bitumen pool development | |
| RU2433257C1 (en) | Method of high-viscosity oil development | |
| RU2673934C1 (en) | Method for developing reservoir of super-viscous oil by heat methods in late stage | |
| RU2578140C1 (en) | Method for development of deposits of natural high-viscosity hydrocarbon fluids | |
| CA2776704C (en) | Modified steam and gas push with additional horizontal production wells to enhance heavy oil/bitumen recovery process | |
| Jinzhong et al. | Combustion front expanding characteristic and risk analysis of THAI process | |
| RU2434129C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposit | |
| RU2706154C1 (en) | Development method of high viscous oil or bitumen deposit | |
| RU2603795C1 (en) | Method of development of hydrocarbon fluids (12) |