RU2012785C1 - Method for development of oil field with bottom water - Google Patents
Method for development of oil field with bottom water Download PDFInfo
- Publication number
- RU2012785C1 RU2012785C1 SU4945845A RU2012785C1 RU 2012785 C1 RU2012785 C1 RU 2012785C1 SU 4945845 A SU4945845 A SU 4945845A RU 2012785 C1 RU2012785 C1 RU 2012785C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solvent
- oil
- water
- formation
- wells
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к скважинной разработке залежей нефти, подстилаемых водой. The invention relates to the borehole development of oil deposits underlain by water.
Известен способ разработки нефтяных месторождений, подстилаемых водой, который предусматривает ограничение дебитов скважин с целью уменьшения обводнения продукции [1] . There is a method of developing oil fields, underlain by water, which provides for the limitation of well production in order to reduce watering production [1].
Недостатком этого способа являются длительные сроки разработки залежей, а при повышенной вязкости нефти - невозможность его реализации из-за образования водяных конусов при любых дебитах. The disadvantage of this method is the long development time of the deposits, and with increased oil viscosity - the impossibility of its implementation due to the formation of water cones at any flow rates.
Известен способ разработки нефтяных месторождений, подстилаемых водой, который предусматривает установку барьеров в области водонефтяного контакта для предотвращения притока воды в добывающие скважины [2] . A known method for the development of oil fields, underlain by water, which involves the installation of barriers in the field of water-oil contact to prevent the influx of water into production wells [2].
Недостатком этого способа является невозможность создания сплошных барьеров без окон и кратковременность эффекта из-за небольших размеров барьера по сравнению с площадью водонефтяного контакта. The disadvantage of this method is the impossibility of creating continuous barriers without windows and the short duration of the effect due to the small size of the barrier compared to the area of the oil-water contact.
Известен способ разработки нефтяных месторождений, подстилаемых водой, путем водогазового воздействия [3] . There is a method of developing oil fields, underlain by water, by means of water-gas exposure [3].
Недостатком этого способа является большой удельный расход газа на единицу массы добытой нефти из-за значительных объемов защемленного газа в водонасыщенной зоне коллектора и быстрого проскальзывания закачиваемого газа к добывающим скважинам. The disadvantage of this method is the large specific gas consumption per unit mass of oil produced due to the significant volumes of trapped gas in the water-saturated zone of the reservoir and the rapid slippage of the injected gas to the producing wells.
Известен способ разработки нефтяных месторождений на основе заводнения с использованием оторочки растворителя [4] . Недостатком данного способа является низкий охват пласта процессом вытеснения, особенно в макронеоднородных коллекторах. A known method of developing oil fields based on water flooding using the rim of the solvent [4]. The disadvantage of this method is the low coverage of the formation by the process of displacement, especially in macro-heterogeneous reservoirs.
Основной задачей предлагаемого изобретения является повышение нефтеотдачи залежей нефти с подошвенной водой и снижение потерь растворителя в пласте за счет увеличения охвата нефтенасыщенной части пласта растворителем и повышения эффективности капиллярной пропитки. Благодаря низким темпам нагнетания растворителя потери его в пласте снижаются в несколько раз, а за счет повышения охвата нефтенасыщенной части пласта и роста эффективности капиллярной пропитки нефтеотдача возрастает на 20-40% . The main objective of the invention is to increase the oil recovery of oil deposits with bottom water and to reduce the loss of solvent in the formation by increasing the coverage of the oil-saturated part of the formation with solvent and increasing the efficiency of capillary impregnation. Due to the low rate of injection of the solvent, its losses in the formation are reduced several times, and due to an increase in the coverage of the oil-saturated part of the formation and an increase in the efficiency of capillary impregnation, oil recovery increases by 20-40%.
Существенным признаком данного изобретения является подача растворителя в пласт в течение всего основного срока разработки. Благодаря закачке растворителя с небольшой скоростью существенно снижается удельный расход этого агента. An essential feature of this invention is the supply of solvent to the reservoir during the entire main development period. Due to the injection of the solvent at a low speed, the specific consumption of this agent is significantly reduced.
Существенным признаком предлагаемого изобретения является одновременное нагнетание растворителя в область водонефтяного контакта и воды в водонасыщенную часть пласта. За счет такой технологии предотвращается попадание растворителя в водонасыщенную зону пласта и снижаются потери этого ценного агента. An essential feature of the invention is the simultaneous injection of a solvent in the area of the oil-water contact and water in the water-saturated part of the formation. Due to this technology, solvent is prevented from entering the water-saturated zone of the formation and the losses of this valuable agent are reduced.
Важным признаком изобретения является закачка растворителя через нагнетательную скважину до полного охвата площади дренирования со скоростью, при которой площадь дренирования охватывается растворителем за срок от 1 мес до 3 лет. Благодаря такой технологии сокращается срок формирования оторочки растворителя и снижаются сроки разработки залежи. An important feature of the invention is the injection of solvent through the injection well until the drainage area is completely covered at a speed at which the drainage area is covered by the solvent for a period of 1 month to 3 years. Thanks to this technology, the formation time of the solvent rim is reduced and the development time of the deposit is reduced.
Важным признаком изобретения является то, что при больших расстояниях между скважинами растворитель закачивают через добывающие и нагнетательные скважины или только через добывающие скважины на этапе создания оторочки. При такой технологии обеспечивается большой охват пласта растворителем по площади в неоднородном пласте, так как предотвращаются прорывы этого ценного агента по высокопроницаемым зонам. An important feature of the invention is that at large distances between the wells, the solvent is pumped through production and injection wells or only through production wells at the rim creation stage. With this technology, a large coverage of the formation with a solvent over the area in the heterogeneous formation is ensured, since breakthroughs of this valuable agent in highly permeable zones are prevented.
Важным признаком изобретения является то, что все эксплуатирующие пласт скважины делят на две группы, причем поочередно через первую группу скважин осуществляют отбор жидкости, а через вторую группу скважин нагнетают растворитель в количестве, необходимом для охвата всей площади дренирования второй группы скважин. За счет такой технологии повышается охват пласта растворителем, так как появляется возможность регулировать объемы закачиваемого растворителя в зависимости от размеров зоны дренирования каждой скважины. Кроме того, возрастают дебиты скважин по нефти благодаря снижению сопротивлений в призабойных зонах пласта. An important feature of the invention is that all reservoir-producing wells are divided into two groups, moreover, fluid is sampled through the first group of wells and the solvent is pumped through the second group of wells in an amount necessary to cover the entire drainage area of the second group of wells. Due to this technology, solvent coverage of the formation is increased, since it becomes possible to control the volumes of injected solvent depending on the size of the drainage zone of each well. In addition, oil production rates increase due to lower resistances in the bottom-hole zones of the formation.
Важным признаком изобретения является то, что одновременно с растворителем в пласт подают теплоноситель, нагретый до температуры, меньшей температуры кипения воды при данном пластовом давлении. При нагнетании одновременно с растворителем горячей воды фильтрационные сопротивления снижаются, дебиты скважин возрастают, а срок разработки сокращается. Кроме того, за счет испарения растворителя в кольцевом пространстве значительно уменьшаются теплопотери в стволе нагнетательной скважины. An important feature of the invention is that at the same time as a solvent, a coolant heated to a temperature lower than the boiling point of water at a given reservoir pressure is fed into the formation. When injected simultaneously with a hot water solvent, the filtration resistance decreases, the flow rates of the wells increase, and the development time is reduced. In addition, due to evaporation of the solvent in the annular space, heat losses in the injection wellbore are significantly reduced.
Важным признаком изобретения является то, что при наличии в пласте газовой шапки теплоноситель закачивают в область газонефтяного контакта, а растворитель подают в область водонефтяного контакта. При такой технологии постепенному прогреву пласта сопутствует постепенное насыщение всего объема нефти растворителем, так как прогретая нефть частично разгазируется. За счет такой технологии охват нефтенасыщенной части пласта растворителем резко возрастает, а капиллярная пропитка существенно интенсифицируется. An important feature of the invention is that in the presence of a gas cap in the formation, the coolant is pumped into the gas-oil contact area, and the solvent is fed into the oil-water contact area. With this technology, the gradual heating of the formation is accompanied by the gradual saturation of the entire volume of oil with a solvent, since the heated oil is partially decomposed. Due to this technology, the coverage of the oil-saturated part of the reservoir with a solvent increases sharply, and capillary impregnation is significantly intensified.
На фиг. 1 дана принципиальная схема расположения оборудования в скважине при одновременном нагнетании растворителя и жидкости; на фиг. 2 - технология создания оторочки растворителя, предусматривающая использование добывающих скважин как нагнетательных; на фиг. 3 - технология создания оторочки растворителя, предусматривающая перевод под нагнетание добывающих скважин и откачку жидкости из нагнетательных. In FIG. 1 is a schematic diagram of the location of equipment in the well while injecting solvent and liquid; in FIG. 2 - the technology of creating a rim of the solvent, involving the use of producing wells as injection; in FIG. 3 - the technology of creating a rim of the solvent, providing for the transfer under injection of producing wells and pumping fluid from the injection.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения. Information confirming the possibility of carrying out the invention.
По результатам лабораторных исследований на естественных кернах месторождения определяют необходимый объем оторочки для эффективного вытеснения нефти из пласта и скорость капиллярной пропитки. Путем математического моделирования оценивается основной срок разработки залежи. Разделив объем оторочки на основной срок разработки, получают темп нагнетания растворителя в пласт. Сначала нефть притекает в добывающие скважины за счет естественного режима вытеснения и только после прорыва растворителя ее приток увеличивается. Причем благодаря смешиванию нефти и растворителя улучшаются условия эксплуатации скважин. После закачки всего объема растворителя его нагнетание прекращают, но продолжают эксплуатацию добывающих скважин до достижения предельной обводненности продукции. According to the results of laboratory studies on natural cores of the field, the necessary volume of the rim for the effective displacement of oil from the reservoir and the rate of capillary impregnation are determined. Through mathematical modeling, the main term of the reservoir development is estimated. Dividing the rim volume by the main development period, we obtain the rate of injection of the solvent into the reservoir. First, oil flows into production wells due to the natural displacement mode, and only after a breakthrough of the solvent does its influx increase. Moreover, due to the mixing of oil and solvent, the operating conditions of the wells improve. After injection of the entire volume of solvent, its injection is stopped, but the operation of production wells is continued until the maximum water cut of the product is reached.
Если оторочка нефти, подстилаемая водой, сверху покрыта газовой шапкой, то при большом отборе жидкости добывающими скважинами возможно значительное снижение давления в водоносной области. При этом оторочка нефти под действием давления в газовой шапке начинает перемещаться в водоносную область, из-за чего часть запасов нефти теряется безвозвратно. Для предотвращения этих нежелательных явлений наряду с растворителем подают в пласт воду. Причем количество закачиваемой воды должно быть равно темпам отбора воды из добывающих скважин. Схема закачки воды и растворителя показана на фиг. 1. При наличии герметичной эксплуатационной колонны можно не спускать второй ряд насосных труб и пакер, а закачивать растворитель в кольцевое пространство между насосными трубами и эксплуатационной колонной. Темпы нагнетания растворителя определяются исходя из первого пункта формулы изобретения. Предлагаемая система одновременного нагнетания воды и растворителя позволяет существенно снизить охваты пласта растворителем по толщине и, следовательно, уменьшить безвозвратные потери этого ценного агента. При реализации технологии по второму варианту зона фильтрации растворителя постепенно перемещается вверх по мере выработки запасов нефти. If the rim of oil, underlain by water, is covered with a gas cap on top, then with a large withdrawal of liquid by producing wells, a significant decrease in pressure in the aquifer is possible. In this case, the rim of oil under the influence of pressure in the gas cap begins to move into the aquifer, due to which some of the oil reserves are irretrievably lost. To prevent these undesirable phenomena, along with the solvent, water is fed into the formation. Moreover, the amount of injected water should be equal to the rate of water withdrawal from production wells. The water and solvent injection scheme is shown in FIG. 1. If you have a sealed production string, you can not lower the second row of pump pipes and packer, and pump the solvent into the annular space between the pump pipes and production string. The rate of injection of the solvent is determined based on the first claim. The proposed system of simultaneous injection of water and solvent can significantly reduce the coverage of the formation with solvent in thickness and, therefore, reduce the irrevocable loss of this valuable agent. When implementing the technology according to the second option, the solvent filtration zone gradually moves up as oil reserves are depleted.
Если расстояния между скважинами велики, а темпы подачи в пласт растворителя малы, то требуется значительное время для охвата всего пласта оторочкой растворителя и повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин. В этом случае можно использовать модификацию технологии, в которой темпы нагнетания растворителя задаются таким образом, чтобы за срок от 1 мес до 3 лет площадь дренирования данной нагнетательной скважины была охвачена полностью. Наименьший срок нагнетания растворителя с высокой скоростью (1 мес) выбирается в том случае, когда расстояния между скважинами малы, проницаемость коллектора велика, а вязкость нефти мала. Если срок формирования оторочки меньше 1 мес, то слишком значительная толщина водонасыщенной зоны пласта охвачена растворителем, а потери растворителя очень большие. Наибольший срок формирования оторочки растворителя (3 года) необходимо устанавливать в том случае, когда расстояния между скважинами велики, проницаемость пласта низкая, а вязкость нефти большая. После прорыва растворителя в добывающие скважины его расход уменьшают до значений, установленных в ходе физического и математического моделирования процесса. If the distances between the wells are large, and the rate of supply of solvent to the formation is small, then considerable time is required to cover the entire formation with a rim of the solvent and increase the efficiency of production wells. In this case, you can use a modification of the technology in which the rate of injection of the solvent is set so that for a period of 1 month to 3 years the drainage area of this injection well is fully covered. The shortest solvent injection time at a high speed (1 month) is selected when the distances between the wells are small, the permeability of the reservoir is large, and the viscosity of the oil is small. If the period of formation of the rim is less than 1 month, then too much thickness of the water-saturated zone of the formation is covered by the solvent, and the losses of the solvent are very large. The longest period for the formation of a solvent rim (3 years) must be established when the distances between the wells are large, the permeability of the formation is low, and the viscosity of the oil is large. After the solvent breaks into production wells, its flow rate is reduced to the values established during the physical and mathematical modeling of the process.
Эффективность нагнетания растворителя в пласт в значительной мере зависит от охвата пласта этим агентом по площади. Для повышения охвата пласта растворителем на первом этапе его закачивают как в нагнетательные скважины, так и в половину добывающих (см. фиг. 2а), а вторую половину добывающих скважин эксплуатируют. Затем переходят на закачку растворителя в те добывающие скважины, которые эксплуатировались, а добывающие скважины, в которые производилось нагнетание, переводят в эксплуатацию (фиг. 2б). После создания в пласте оторочки, охватывающей всю площадь дренирования, из всех добывающих скважин отбирают жидкость, а в нагнетательную скважину продолжают закачивать растворитель, компенсируя его потери (фиг. 2в). The efficiency of injecting the solvent into the formation largely depends on the coverage of the formation by this agent over the area. To increase the coverage of the formation with solvent at the first stage, it is pumped both into injection wells and to half of the production wells (see Fig. 2a), and the second half of production wells is operated. Then they switch to the injection of solvent into those producing wells that were operated, and the producing wells into which injection was carried out, are put into operation (Fig. 2b). After creating rims in the formation that covers the entire drainage area, fluid is taken from all production wells, and the solvent is continued to be injected into the injection well, compensating for its losses (Fig. 2c).
При наличии в пласте высоковязкой нефти ее приток может быть затруднен из-за отложений в призабойной зоне, а приемистость нагнетательной скважины может быть ограничена. В этом случае на первом этапе осуществления процесса целесообразно закачивать растворитель в добывающие скважины, а откачивать жидкость из нагнетательной (фиг. 3а). Затем после создания оторочки растворителя добывающие скважины переводят в режим закачки, а в нагнетательную закачивают растворитель с темпом, необходимым для компенсации потерь этого вытесняющего агента (фиг. 3б). In the presence of highly viscous oil in the reservoir, its flow can be difficult due to deposits in the bottomhole zone, and the injection rate of the injection well may be limited. In this case, at the first stage of the process, it is advisable to pump the solvent into production wells, and pump out the liquid from the injection (Fig. 3A). Then, after creating the rim of the solvent, the producing wells are transferred to the injection mode, and the solvent is pumped into the injection at the rate necessary to compensate for the losses of this displacing agent (Fig. 3b).
Не во всех случаях удается создать стройную систему разработки залежи, при которой четко выделяются элементы системы расстановки скважин. Если залежь является объектом возврата, то добывающие скважины вступают в эксплуатацию беспорядочно и организовать стройную систему закачки вытесняющего агента не удается. В этом случае целесообразно осуществлять периодическую обработку всех скважин растворителем. С этой целью для каждой скважины определяется область дренирования и вычисляется необходимый объем оторочки растворителя в этой области. Все эксплуатирующие пласт скважины делятся на две группы. В одни скважины подают растворитель или растворитель совместно с водой, а другую группу скважин эксплуатируют. После того, как охвачена растворителем вся зона дренирования нагнетательных скважин, их переводят в добывающие, а растворитель закачивают в те скважины, из которых отбиралась жидкость. Обработку скважин растворителем продолжают до тех пор, пока количество теряемого в пласте растворителя меньше количества дополнительно добываемой нефти. После этого из скважин отбирают жидкость до достижения предельной обводненности продукции. Not in all cases it is possible to create a coherent reservoir development system, in which elements of the well placement system are clearly distinguished. If the reservoir is the object of return, the producing wells come into operation randomly and it is not possible to organize a well-designed system for pumping the displacing agent. In this case, it is advisable to periodically treat all wells with a solvent. For this purpose, for each well, the drainage area is determined and the required volume of the rim of the solvent in this area is calculated. All reservoir-producing wells are divided into two groups. In some wells, a solvent or solvent is supplied together with water, and another group of wells is operated. After the entire drainage well drainage area is covered by the solvent, they are transferred to production wells, and the solvent is pumped into those wells from which the fluid was taken. Solvent well treatment is continued until the amount of solvent lost in the formation is less than the amount of additional oil produced. After that, fluid is taken from the wells until the maximum water cut of the product is reached.
На залежах высоковязких нефтей целесообразно сочетать нагнетание растворителя и теплоносителя для сокращения сроков эксплуатации и снижения расхода растворителя. С этой целью вместо холодной воды в пласт подают теплоноситель. Прогрев пласт резко увеличивает дебиты добывающих скважин и способствует более полному отмыву нефти за счет интенсификации капиллярной пропитки. Растворитель, закачиваемый по кольцевому пространству, при высоких температурах испаряется и способствует резкому снижению теплопотерь в стволе нагнетательной скважины. В результате эффект от применения технологии намного превышает суммарный эффект от применения каждой технологии в отдельности. In deposits of high-viscosity oils, it is advisable to combine the injection of solvent and coolant to reduce the operating life and reduce the consumption of solvent. For this purpose, instead of cold water, coolant is fed into the formation. Warming up the reservoir sharply increases the production rates of production wells and contributes to a more complete washing of oil due to the intensification of capillary impregnation. The solvent pumped through the annular space evaporates at high temperatures and contributes to a sharp decrease in heat loss in the injection wellbore. As a result, the effect of the application of technology far exceeds the total effect of the application of each technology separately.
При большой толщине водонасыщенной части пласта требуются большие расходы теплоносителя для его прогрева. В этом случае целесообразно подавать в пласт теплоноситель отдельными порциями, а закачку растворителя осуществляют непрерывно. Так как скорость фильтрации намного выше скорости перемещения тепловой оторочки, то эффект от одной порции теплоносителя имеет место в течение длительного периода. Подачу в пласт теплоносителя прекращают после достижения предельного удельного расхода теплоносителя на единицу массы добытой нефти, а эксплуатацию скважин прекращают после достижения предельной обводненности продукции. With a large thickness of the water-saturated part of the reservoir, high heat carrier costs are required for its heating. In this case, it is advisable to supply the coolant in separate portions to the reservoir, and the solvent is pumped continuously. Since the filtration rate is much higher than the speed of movement of the thermal rim, the effect of one portion of the coolant takes place over a long period. The flow of coolant into the reservoir is stopped after reaching the maximum specific flow rate of the coolant per unit mass of oil produced, and the operation of the wells is stopped after reaching the maximum water cut of the product.
Если залежь является объектом возврата, то нагнетание теплоносителя и растворителя осуществляется в каждую добывающую скважину циклически. Объем закачиваемого растворителя определяется исходя из размеров зоны дренирования, а темпы нагнетания теплоносителя определяются исходя из расчета процесса прогрева пласта. If the reservoir is the object of return, then the injection of coolant and solvent is carried out in each production well cyclically. The volume of injected solvent is determined based on the size of the drainage zone, and the rate of injection of the coolant is determined based on the calculation of the formation heating process.
После обработки пласта растворителем и теплоносителем скважину пускают в эксплуатацию, которая продолжается до достижения предельной обводненности продукции. Затем обработку пласта повторяют. Закачка теплоносителя и растворителя продолжается до тех пор, пока не достигается предельное соотношение теплоноситель/нефть или в том случае, когда количество теряемого в пласте растворителя не больше прироста добычи нефти. After treating the formation with solvent and coolant, the well is put into operation, which continues until the maximum water cut of the product is reached. Then the treatment of the formation is repeated. Injection of the coolant and solvent continues until the limit ratio of coolant / oil is reached or in the case when the amount of solvent lost in the formation is not more than the increase in oil production.
В тех случаях, когда на месторождении имеется газовая шапка, покрывающая оторочку нефти, которая в свою очередь подстилается активной подошвенной водой, эффективно применение другой модификации технологии. Целесообразно осуществлять барьерное заводнение с применением горячей воды, которая подается в газовую шапку. Растворитель при этом закачивают в зону водонефтяного контакта. Учитывая длительность эксплуатации залежей нефти за время нагнетания флюидов, происходит прогрев всей оторочки нефти, ее разгазирование и проникновение растворителя в весь объем пласта. Темпы нагнетания горячей воды должны как и при любом барьерном заводнении предотвращать приток газа в добывающие скважины, скорость закачки растворителя вычисляется по результатам лабораторных экспериментов и математического моделирования процесса вытеснения. Отличительной особенностью данной модификации технологии является переход от закачки горячей воды к нагнетанию холодной после достижения предельного соотношения горячая вода - дополнительно добытая нефть. После перехода к подаче в пласт холодной воды и нагнетания всего расчетного объема растворителя эксплуатацию скважин продолжают до достижения предельной обводненности продукции, причем холодную воду нагнетают как в газовую шапку, так и в область водонефтяного контакта. In those cases when the field has a gas cap covering the rim of the oil, which in turn is underlain by active bottom water, another technology modification is effective. It is advisable to carry out barrier flooding using hot water, which is supplied to the gas cap. The solvent is then pumped into the oil-water contact zone. Considering the duration of the exploitation of oil deposits during the injection of fluids, the entire rim of the oil is heated, it is degassed and the solvent penetrates into the entire volume of the reservoir. The rate of injection of hot water should, as with any barrier flooding, prevent the flow of gas into production wells, the rate of injection of the solvent is calculated according to the results of laboratory experiments and mathematical modeling of the displacement process. A distinctive feature of this technology modification is the transition from the injection of hot water to the injection of cold water after reaching the limit ratio of hot water - additionally extracted oil. After the transition to supplying cold water to the formation and injecting the entire calculated volume of solvent, the well operation is continued until the maximum water cut of the product is reached, and cold water is pumped both into the gas cap and into the oil-water contact area.
Способ разработки осуществляют следующим образом. The development method is as follows.
Месторождение нефти с вязкостью 50 мПа. с залегает на глубине 1800 м. Месторождение состоит из отдельных водоплавающих залежей, которые разбурены по обращенной семиточечной сетке скважин при расстоянии между скважинами 400 м. Средняя эффективная толщина нефтенасыщенной части коллектора составляет 20 м, а средняя толщина водонасыщенной части коллектора - около 40 м. Для вытеснения нефти принято решение использовать закачку растворителя, так как эксплуатация скважин на естественном режиме приводит к достижению предельной обводненности продукции при коэффициенте извлечения нефти 10% . В качестве растворителя решено использовать ШФЛУ, которое в пластовых условиях представляет собой жидкий растворитель. По результатам лабораторных исследований определено, что эффективное вытеснение нефти достигается, если объем оторочки растворителя составляет 20% от объема пор нефтенасыщенной части коллектора, а основной срок разработки одного элемента системы расстановки скважин достигает 15 лет. В одну нагнетательную скважину необходимо закачивать примерно 49 т растворителя в сутки. Время прорыва растворителя в добывающие скважины составляет 3 года. Поэтому после закачки всего объема растворителя каждый элемент системы расстановки скважин эксплуатируется еще в течение как минимум 3 лет до достижения предельной обводненности продукции добывающих скважин. За счет применения метода нефтеотдача достигает 50% и дополнительно извлекают 500 000 т нефти и примерно 70% от массы закачанного в пласт растворителя (192 000 т). Всего в пласте теряют 80 000 т растворителя. Если считать, что цена ШФЛУ и нефти одинакова и составляет 25 руб/т, то эффект от применения способа составляет примерно 10 млн. руб. с одного элемента, а со всех 40 элементов месторождения 400 млн. руб. или 10 млн. руб/год при общем сроке разработки 40 лет. Oil field with a viscosity of 50 MPa. s lies at a depth of 1800 m. The field consists of separate waterfields that are drilled along an inverted seven-dot grid of wells at a distance of 400 m between wells. The average effective thickness of the oil-saturated part of the reservoir is 20 m and the average thickness of the water-saturated part of the reservoir is about 40 m. oil displacement, it was decided to use solvent injection, since well operation in natural mode leads to the achievement of maximum water cut at an oil recovery factor of 1 0% It was decided to use NGL as a solvent, which in reservoir conditions is a liquid solvent. According to the results of laboratory studies, it was determined that effective oil displacement is achieved if the solvent rim volume is 20% of the pore volume of the oil-saturated part of the reservoir, and the main development period of one element of the well placement system reaches 15 years. Approximately 49 tons of solvent per day must be pumped into one injection well. Solvent breakthrough time in producing wells is 3 years. Therefore, after the injection of the entire volume of solvent, each element of the well placement system has been in operation for at least 3 years before reaching the maximum water cut in the production of production wells. Due to the application of the method, oil recovery reaches 50% and additionally 500,000 tons of oil and approximately 70% of the mass of solvent injected into the formation (192,000 tons) are recovered. In total, 80,000 tons of solvent are lost in the formation. If we assume that the price of BFLH and oil is the same and amounts to 25 rubles / ton, then the effect of the application of the method is approximately 10 million rubles. from one element, and from all 40 elements of the field 400 million rubles. or 10 million rubles / year with a total development period of 40 years.
Залежь нефти подстилается подошвенной водой и залегает на глубине 400 м. Толщина нефтенасыщенной части коллектора составляет 40 м, а водонасыщенная часть имеет среднюю толщину 15 м. Нефть вязкостью 1 Па. с практически не содержит растворенного газа и без воздействия практически не течет. Для воздействия на залежь принято решение закачивать растворитель в воду по схеме, которая показана на фиг. 1 Лабораторные исследования показали, что эффективное вытеснение нефти достигается при наличии оторочки растворителя объемом 20% от объема пор нефтенасыщенной части пласта. Месторождение разбурено по обращенной пятиточечной сетке скважин с расстоянием между скважинами 200 м. Таким образом, в каждую нагнетательную скважину необходимо закачать за весь срок разработки 128 000 т растворителя. При основном сроке разработки элемента 25 лет средний темп закачки растворителя составляет 14 т/сутки. Без воздействия нефть к добывающим скважинам не течет, поэтому, если с таким темпом подавать в пласт растворитель, то добывающие скважины отреагируют только через 500 дней. Поэтому целесообразно на первом этапе нагнетания растворителя темпы закачки увеличить, а затем поддерживать оторочку, резко уменьшив скорость подачи растворителя. Если темпы нагнетания увеличить в 5 раз, то время подхода оторочки растворителя будет примерно равно обычному сроку освоения скважин (100 дней). Таким образом, за первые 100 дней в пласт интенсивно подают растворитель и отбирают жидкость из добывающих скважин. Благодаря увеличивающемуся перепаду давления между нагнетательными и добывающими скважинами резкого увеличения охвата пласта по толщине растворителем не происходит и оторочка растворителя достигает добывающих скважин. После закачки 7000 т растворителя в течение 100 дней переходят к нагнетанию агента с меньшим темпом. В нашем случае темп подачи составляет 13,4 т/сут. Общий срок разработки залежи составляет 40 лет, а прирост нефтеотдачи достигает 30% . При 50-ти элементах дополнительная добыча нефти составляет 8,64 млн. т. , а закачка растворителя 6,4 млн т. Половина закачанного растворителя извлечена добывающими скважинами. Следовательно, суммарный прирост добычи топлива составляет 5,44 млн т или 136 000 т/год. Экономический эффект равен 3,4 млн руб/год. The oil deposit is lined with bottom water and lies at a depth of 400 m. The thickness of the oil-saturated part of the reservoir is 40 m, and the water-saturated part has an average thickness of 15 m. Oil with a viscosity of 1 Pa. c practically does not contain dissolved gas and practically does not flow without exposure. To influence the deposit, it was decided to pump the solvent into water according to the scheme shown in FIG. 1 Laboratory studies have shown that effective oil displacement is achieved when there is a solvent rim with a volume of 20% of the pore volume of the oil-saturated part of the reservoir. The field was drilled along an inverted five-point grid of wells with a distance between wells of 200 m. Thus, 128,000 tons of solvent must be pumped into each injection well for the entire development period. With a basic development period of 25 years, the average solvent injection rate is 14 tons / day. Without exposure, oil does not flow to production wells, therefore, if solvent is supplied to the formation at such a rate, then production wells will only react after 500 days. Therefore, it is advisable at the first stage of solvent injection to increase the injection rate and then maintain the rim, sharply reducing the feed rate of the solvent. If the injection rate is increased by a factor of 5, then the approach time of the rim of the solvent will be approximately equal to the usual period of well development (100 days). Thus, in the first 100 days, the solvent is intensively fed into the formation and fluid is taken from the production wells. Due to the increasing pressure drop between the injection and production wells, a sharp increase in the formation coverage over the thickness by the solvent does not occur and the rim of the solvent reaches the production wells. After pumping 7000 tons of solvent for 100 days, they begin to pump the agent at a slower rate. In our case, the feed rate is 13.4 tons / day. The total development period of the reservoir is 40 years, and oil recovery growth reaches 30%. With 50 elements, additional oil production is 8.64 million tons, and solvent injection is 6.4 million tons. Half of the injected solvent was extracted by production wells. Consequently, the total increase in fuel production is 5.44 million tons, or 136,000 tons / year. The economic effect is 3.4 million rubles / year.
Залежь нефти вязкостью 0,8 Па ˙ с залегает на глубине 800 м и подстилается водой. Толщина нефтенасыщенной части коллектора составляет в среднем 10 м, а водонасыщеннной - 30 м. Расстояния между скважинами в обращенных семиточечных элементах составляет 400 м. С целью интенсификации добычи нефти и сокращения времени создания оторочки растворителя принято решение закачивать растворитель не только в нагнетательную, но и в добывающие скважины. Закачка растворителя в добывающие скважины ведется циклически. Сначала растворитель подают в одни скважины при интенсивной эксплуатации других, а затем после прорыва этого агента в добывающие скважины переходят в эксплуатации всех добывающих скважин. Процесс реализуется по схеме, которая показана на фиг. 2б. Лабораторными экспериментами было установлено, что для эффективного вытеснения нефти необходимо создание оторочки растворителя объемом 20% от объема пор нефтенасыщенной части коллектора, а основной срок разработки с учетом капиллярной пропитки и динамики вытеснения составляет 20 лет. Таким образом, средний темп подачи растворителя составляет 18,22 т/сут. Если охват пласта растворителя достигает 0,5 м, то для создания оторочки требуется 3,5 года. За это время в добывающие скважины нефть притекать практически не будет. Для сокращения срока создания оторочки можно увеличить темпы нагнетания растворителя, но тогда повышается охват пласта этим агентом и соответственно его потери. Причем существует предел увеличения темпов закачки из-за ограниченной приемистости скважин. Если закачивать растворитель с темпом 36,4 т/сутки в четыре скважины, то можно примерно в пять раз сократить время освоения элементов системы расстановки скважин. После создания оторочки растворителя переходят на закачку растворителя только в нагнетательную скважину со средним темпом 15,375 т/сутки 19,3 года. После окончания закачки растворителя элемент эксплуатируется в течение примерно пяти лет до достижения предельной обводненности добываемой продукции. За весь срок разработки залежи с учетом темпа ввода элементов в разработку (40 лет) будет дополнительно добыто из 50-ти элементов 8,95 млн т нефти (прирост нефтеотдачи 30% ). Из всего объема закачанного в пласт растворителя безвозвратно потеряно в коллекторе 2 млн т. , а остальное добыто вместе с нефтью. Таким образом, дополнительная добыча составляет 6,95 млн т, а экономический эффект достигает 4,34 млн руб в год при цене на нефть 25 руб/т. An oil deposit of 0.8 Pa ˙ s viscosity lies at a depth of 800 m and is lined with water. The thickness of the oil-saturated part of the reservoir is on average 10 m and the water-saturated part is 30 m. The distance between the wells in the inverted seven-point elements is 400 m. In order to intensify oil production and reduce the time for creating a rim of the solvent, it was decided to pump the solvent not only into the injection, but also into producing wells. Solvent is pumped into production wells cyclically. First, the solvent is fed into some wells during intensive exploitation of the others, and then after the breakthrough of this agent, the production wells go into operation of all production wells. The process is implemented according to the scheme shown in FIG. 2b. Laboratory experiments established that for effective oil displacement, it is necessary to create a solvent rim with a volume of 20% of the pore volume of the oil-saturated part of the reservoir, and the main development period taking into account capillary impregnation and displacement dynamics is 20 years. Thus, the average solvent feed rate is 18.22 t / day. If the coverage of the solvent layer reaches 0.5 m, then 3.5 years are required to create a rim. During this time, virtually no oil will flow into production wells. To reduce the period of creation of the rim, it is possible to increase the rate of injection of the solvent, but then the coverage of the formation by this agent increases and, accordingly, its loss. Moreover, there is a limit to the increase in injection rates due to limited injectivity of wells. If solvent is pumped at a rate of 36.4 t / day into four wells, then the development time of the elements of the well placement system can be reduced by a factor of about five. After creating the rims of the solvent, the solvent is transferred to the injection of the solvent only into the injection well with an average rate of 15.375 t / day for 19.3 years. After completion of the solvent injection, the element is operated for about five years until the maximum water cut of the produced products is reached. Over the entire development period of the reservoir, taking into account the rate of commissioning of elements in development (40 years), 8.95 million tons of oil will be additionally extracted from 50 elements (oil recovery growth of 30%). Of the total volume of solvent injected into the reservoir, 2 million tons were irretrievably lost in the reservoir, and the rest was extracted with oil. Thus, additional production is 6.95 million tons, and the economic effect reaches 4.34 million rubles per year with an oil price of 25 rubles / ton.
Из залежи нефти, подстилаемой подошвенной водой, добыча нефти ведется с помощью скважин, пробуренных на нижние горизонты после достижения предельного обводнения. Скважины вступают в эксплуатацию без какой-либо системы и поэтому не удается внедрить регулярную систему разработки. Нефть в пласте имеет вязкость 500 мПа ˙ с. Поэтому на естественном режиме нефтеотдача не превышает 5% . Средняя толщина нефтенасыщенной части пласта достигает 20 м, а водонасыщенной - 30 м. Решено для повышения нефтеотдачи проводить периодическую обработку скважин с применением растворителя. С этой целью в каждую добывающую скважину периодически нагнетают вытесняющие агенты по схеме, которая показана на фиг. 1. Количество закачанного растворителя определяется исходя из запланированной области дренирования. Так как на залежи, являющейся объектом возврата, средние расстояния между скважинами достигают 300 м, то удельная площадь дренирования составляет 9 ˙ 104 м2. Если охват пласта растворителем достигает 0,5 м, то необходимая масса растворителя, закачиваемого в одном цикле равна 504 т. Средний темп закачки растворителя составляет 30 т/сут, а продолжительность цикла закачки равна примерно 168-ми дням. Затем скважину эксплуатируют до достижения предельной обводненности. Затем цикл закачки растворителя повторяют. За весь основной срок разработки залежи (40 лет) прирост нефтеотдачи достигает 20% . При 300-ах скважинах на залежи дополнительная добыча нефти достигает 15,55 млн т, а потери растворителя в пласте - примерно 0,45 млн т. Следовательно, при цене на нефть 25 руб/т экономический эффект составляет в среднем 0,378 млн руб/год.From an oil pool underlain by bottom water, oil is produced using wells drilled to lower horizons after reaching the maximum water cut. Wells come into operation without any system and therefore it is not possible to implement a regular development system. Oil in the reservoir has a viscosity of 500 mPa ˙ s. Therefore, in natural mode, oil recovery does not exceed 5%. The average thickness of the oil-saturated part of the formation reaches 20 m, and that of water-saturated - 30 m. It was decided to conduct periodic treatment of wells with a solvent to increase oil recovery. To this end, displacing agents are periodically injected into each production well according to the scheme shown in FIG. 1. The amount of injected solvent is determined based on the planned drainage area. Since the average distance between the wells in the reservoir being the object of return reaches 300 m, the specific drainage area is 9 ˙ 10 4 m 2 . If the coverage of the formation with solvent reaches 0.5 m, then the required mass of solvent injected in one cycle is 504 tons. The average rate of injection of solvent is 30 tons / day, and the duration of the injection cycle is approximately 168 days. Then the well is exploited until the maximum water cut is reached. Then, the solvent injection cycle is repeated. Over the entire main term of the reservoir development (40 years), oil recovery growth reaches 20%. With 300 wells in the reservoir, additional oil production reaches 15.55 million tons, and the loss of solvent in the formation is about 0.45 million tons. Therefore, with an oil price of 25 rubles / ton, the economic effect is on average 0.378 million rubles / year .
На залежи высоковязкой нефти добыча нефти малоэффективна из-за низких дебитов нефти. Чтобы повысить дебиты нефти, решено закачивать в пласт горячую воду и растворитель по схеме, которая показана на фиг. 1. Благодаря такой схеме нагнетания не только возрастают дебиты добывающих скважин и повышается нефтеотдача, но и уменьшаются теплопотери в стволе нагнетательной скважины. Залежь нефти вязкостью 5 Па ˙ с залегает на глубине 350 м и разбурена по обращенной пятиточечной сетке с расстояниями между скважинами 100 м. Толщина нефтенасыщенной части пласта составляет 10 м, а водонасыщенной - 7 м. Лабораторными опытами установлено, что для эффективного вытеснения нефти необходимо закачать оторочку размером 20% от объема пор пласта. Основной срок разработки одного элемента системы расстановки скважин оценен в 10-ть лет. Таким образом, растворитель необходимо закачивать с темпом 0,22 т/сут. Закачка теплоносителя производится с темпом 2 т/сут. После расчетного объема вытесняющего агента эксплуатация добывающих скважин осуществляется до достижения предельной обводненности продукции. За счет применения технологии дополнительная добыча нефти достигает 25% от начальных запасов. Примерно 20% от массы закачанного растворителя безвозвратно теряется в пласте, а остальное добывается вместе с нефтью. Поэтому при цене на нефть 60 руб/т экономический эффект с 50-ти элементов составляет 2,22 млн руб. или 88,8 тыс. руб. в год при 25-летнем сроке разработки всей залежи. On a highly viscous oil deposit, oil production is ineffective due to low oil production rates. In order to increase the oil production rate, it was decided to pump hot water and solvent into the reservoir according to the scheme shown in FIG. 1. Thanks to this injection scheme, not only do production wells increase and oil recovery increases, but also heat losses in the injection well are reduced. An oil deposit with a viscosity of 5 Pa ˙ s lies at a depth of 350 m and is drilled along an inverted five-point grid with a distance between wells of 100 m. The thickness of the oil-saturated part of the formation is 10 m and that of the water-saturated part is 7 m. Laboratory experiments have established that it is necessary to pump oil for effective oil displacement a rim of 20% of the pore volume of the formation. The main development period for one element of the well placement system is estimated at 10 years. Thus, the solvent must be pumped at a rate of 0.22 t / day. The coolant is pumped at a rate of 2 tons / day. After the estimated volume of the displacing agent, the production wells are operated until the maximum water cut of the product is reached. Through the use of technology, additional oil production reaches 25% of the initial reserves. Approximately 20% of the mass of injected solvent is irretrievably lost in the reservoir, and the rest is extracted with oil. Therefore, with an oil price of 60 rubles / ton, the economic effect from 50 elements is 2.22 million rubles. or 88.8 thousand rubles. per year with a 25-year development term for the entire deposit.
Залежь нефти вязкостью 350 мПа ˙ с залегает на глубине 1000-и м, имеет газовую шапку и подстилается подошвенной водой. Толщина нефтяной оторочки составляет 10 м, а водонасыщенной части коллектора - 20 м. С целью эффективного вытеснения нефти решено в область газонефтяного контакта закачивать горячую воду, а в область водонефтяного контакта - растворитель (ШФЛУ). Необходимую температуру закачиваемой горячей воды определяют исходя из зависимости наиболее эффективного вытеснения нефти этим агентом от прогрева пласта, она составляет 110оС. Лабораторными экспериментами установлено, что для повышения коэффициента вытеснения в пласт необходимо закачать растворитель в количестве 15% от объема пор пласта. В один элемент обращенной пятиточечной системы расстановки скважин необходимо закачать 24 000 т растворителя за 15 лет. Средняя скорость закачки растворителя составляет 4,4 т/сутки. Объем закачиваемой горячей воды составляет 3,6 x x105 м3 в течение десяти лет с темпом примерно 100 м3/сут. Затем закачку горячей воды прекращают и подают холодную воду с темпом 50 м3/сут при продолжающемся нагнетании растворителя. После подачи в пласт всего объема растворителя переходят к нагнетанию холодной воды как в область газонефтяного, так и водонефтяного контакта с темпом 50 м3/сут (25+25). За счет закачки растворителя прирост нефтеотдачи достигает 20% и составляет 28 800 т с одного элемента. Потери растворителя в пласте составляют 7200 т, поэтому дополнительная добыча равна 21 600 т с одного элемента. Общий экономический эффект со 100 элементов системы расстановки скважин достигает 54 млн руб. при цене на нефть 25 руб/т или 1,8 млн руб. в год при 30-летнем основном сроке разработки.An oil deposit of 350 mPa нефти s viscosity lies at a depth of 1000 m, has a gas cap and is lined with plantar water. The thickness of the oil rim is 10 m, and the water-saturated part of the reservoir is 20 m. In order to effectively displace the oil, it was decided to pump hot water into the gas-oil contact area and a solvent (BFLH) into the oil-water contact area. The desired temperature of the injected hot water is determined from the dependence of the most efficient oil displacement by the agent from the warm reservoir, it is 110 ° C. The laboratory experiments established that to improve displacement efficiency in the reservoir to upload the solvent in an amount of 15% of the pore volume of the formation. In one element of a reversed five-point well placement system, 24,000 tons of solvent must be pumped in 15 years. The average solvent injection rate is 4.4 t / day. The volume of injected hot water is 3.6 x x 5 5 m 3 for ten years at a rate of approximately 100 m 3 / day. Then the injection of hot water is stopped and cold water is supplied at a rate of 50 m 3 / day with continued injection of the solvent. After supplying the entire volume of solvent to the formation, they switch to pumping cold water into both the gas-oil and water-oil contact areas at a rate of 50 m 3 / day (25 + 25). Due to the injection of the solvent, the oil recovery increase reaches 20% and amounts to 28 800 tons from one element. The loss of solvent in the formation is 7200 tons, so the additional production is 21 600 tons from one element. The total economic effect with 100 elements of the well placement system reaches 54 million rubles. at an oil price of 25 rubles / ton or 1.8 million rubles. per year with a 30-year primary development period.
Claims (8)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU4945845 RU2012785C1 (en) | 1991-03-13 | 1991-03-13 | Method for development of oil field with bottom water |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU4945845 RU2012785C1 (en) | 1991-03-13 | 1991-03-13 | Method for development of oil field with bottom water |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012785C1 true RU2012785C1 (en) | 1994-05-15 |
Family
ID=21579477
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU4945845 RU2012785C1 (en) | 1991-03-13 | 1991-03-13 | Method for development of oil field with bottom water |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2012785C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8596371B2 (en) | 2006-08-10 | 2013-12-03 | Shell Oil Company | Methods for producing oil and/or gas |
| CN114075957A (en) * | 2020-08-13 | 2022-02-22 | 中国石油化工股份有限公司 | Shallow layer weak bottom water thickened oil solvent auxiliary flooding composite development method |
-
1991
- 1991-03-13 RU SU4945845 patent/RU2012785C1/en active
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8596371B2 (en) | 2006-08-10 | 2013-12-03 | Shell Oil Company | Methods for producing oil and/or gas |
| CN114075957A (en) * | 2020-08-13 | 2022-02-22 | 中国石油化工股份有限公司 | Shallow layer weak bottom water thickened oil solvent auxiliary flooding composite development method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2162741C (en) | Single horizontal wellbore gravity drainage assisted steam flood process and apparatus | |
| US4283088A (en) | Thermal--mining method of oil production | |
| CA2058846C (en) | Single horizontal wellbore process/apparatus for the in-situ extraction of viscous oil by gravity action using steam plus solvent vapor | |
| US5215146A (en) | Method for reducing startup time during a steam assisted gravity drainage process in parallel horizontal wells | |
| US6050335A (en) | In-situ production of bitumen | |
| US5141054A (en) | Limited entry steam heating method for uniform heat distribution | |
| CA1130201A (en) | Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids | |
| US5407009A (en) | Process and apparatus for the recovery of hydrocarbons from a hydrocarbon deposit | |
| US5415231A (en) | Method for producing low permeability reservoirs using steam | |
| US5215149A (en) | Single horizontal well conduction assisted steam drive process for removing viscous hydrocarbonaceous fluids | |
| CA1174164A (en) | Method of recovering heavy oil from a subterranean permeable, heavy oil-containing formation | |
| US4535845A (en) | Method for producing viscous hydrocarbons from discrete segments of a subterranean layer | |
| US4016930A (en) | Oil well producing method and system | |
| RU2555713C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2289685C1 (en) | Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2211318C2 (en) | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation | |
| RU2012785C1 (en) | Method for development of oil field with bottom water | |
| RU2395676C1 (en) | Method of bitumen deposit development | |
| US3537526A (en) | Method of recovering hydrocarbons from a hydrocarbon-containing subsurface formation | |
| RU2307926C1 (en) | Method for bitumen deposit development | |
| RU2225942C1 (en) | Method for extraction of bituminous deposit | |
| CA1105379A (en) | Thermal-mining method of oil production | |
| RU2289684C1 (en) | Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2652245C1 (en) | Method for developing the bituminous oil deposit | |
| CA1210687A (en) | Viscous oil recovery method |