RU2445454C1 - Optimisation method of thermal steam impact during development of deposit with high-viscosity oils and bitumens - Google Patents
Optimisation method of thermal steam impact during development of deposit with high-viscosity oils and bitumens Download PDFInfo
- Publication number
- RU2445454C1 RU2445454C1 RU2010150291/03A RU2010150291A RU2445454C1 RU 2445454 C1 RU2445454 C1 RU 2445454C1 RU 2010150291/03 A RU2010150291/03 A RU 2010150291/03A RU 2010150291 A RU2010150291 A RU 2010150291A RU 2445454 C1 RU2445454 C1 RU 2445454C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- injection
- formation
- oil
- volume
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений с высоковязкими нефтями и битумами.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits with high viscosity oils and bitumen.
Известен способ оптимизации паротеплового воздействия при разработке нефтяных месторождений с высоковязкими нефтями и битумами, который заключается в правилах оптимального перевода развитого процесса непрерывного вытеснения нефти паром на процесс заводнения. Оптимальное время перевода определяется с помощью характеристик вытеснения нефти паром, которые получают по промысловым данным исходя из результатов адаптации предшествующего опыта разработки месторождения [Hong K.С. Guidelines for converting steamflood to waterflood // SPE Reservoir Eng. - 1987. Vol.2, №1. - C.67-76. - аналог].There is a method for optimizing the heat and steam effect in the development of oil fields with high viscosity oils and bitumen, which consists in the rules for the optimal transfer of the developed process of continuous oil displacement by steam to the waterflooding process. The optimal transfer time is determined using the characteristics of oil displacement by steam, which are obtained from field data based on the results of adaptation of previous experience in field development [Hong K.S. Guidelines for converting steamflood to waterflood // SPE Reservoir Eng. - 1987. Vol.2, No. 1. - C.67-76. - analogue].
Известный способ оптимизации паротеплового воздействия не может быть реализован при отсутствии периода предшествующей разработки месторождения паротепловым методом и соответствующего анализа адаптации в этот период.The known method for optimizing the heat and steam exposure cannot be implemented in the absence of the period of the previous development of the field by the steam and heat method and the corresponding adaptation analysis during this period.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ оптимизации процесса вытеснения нефти паром, который заключается в регулировании количества и качества нагнетаемого в нагнетательные скважины пара и установлении соответствующих дебитов продуктивных (добывающих) скважин. Причем эффективность процесса оценивается по величине добытой нефти на единицу введенного в пласт тепла [Патент США 5174377, МПК5 E21B 43/24. Method for optimizing steamflood performance, Chevron Research and Technology Co.; заявл. 21.9.90, опубл. 29.12.92 - прототип].The closest in technical essence to the proposed invention is a method for optimizing the process of oil displacement by steam, which consists in regulating the quantity and quality of steam injected into injection wells and establishing the corresponding production rates of productive (producing) wells. Moreover, the efficiency of the process is estimated by the amount of oil produced per unit of heat introduced into the formation [US Patent 5174377, IPC 5 E21B 43/24. Method for optimizing steamflood performance, Chevron Research and Technology Co .; declared 21.9.90, publ. 12/29/92 - prototype].
Известный способ малоэффективен из-за нестационарного характера во времени процесса ввода теплоты в пласт и отсутствия достоверной информации относительно теплопотерь в окружающие пласт породы и соответственно количества теплоты вводимой в пласт. Он не может быть реализован при отсутствии периода предшествующей разработки месторождения паротепловым методом и соответствующего анализа адаптации в этот период.The known method is ineffective due to the unsteady nature of the process of introducing heat into the formation and the lack of reliable information regarding heat loss into the rocks surrounding the formation and, accordingly, the amount of heat introduced into the formation. It cannot be implemented in the absence of the period of the previous development of the field by the thermal steam method and the corresponding analysis of adaptation in this period.
В изобретении решается задача оптимизации процесса вытеснения нефти паром без использования данных относительно количества теплоты вводимой в пласт и опыта предшествующей разработки месторождения паротепловым методом.The invention solves the problem of optimizing the process of oil displacement by steam without using data on the amount of heat introduced into the formation and the experience of previous development of the field by the steam-thermal method.
Задача решается за счет того, что в известном способе оптимизации, который заключается в регулировании количества нагнетаемого в скважины пара, согласно изобретению на основе использования созданной термогидродинамической модели осуществляется прогнозирование воздействия на пласт путем нагнетания пара в комбинации с пароциклическими обработками добывающих скважин и регулированием профилей притока и приемистости в добывающих и нагнетательных скважинах.The problem is solved due to the fact that in the known optimization method, which consists in regulating the amount of steam injected into the wells, according to the invention, using the created thermohydrodynamic model, prediction of the effect on the formation is carried out by injecting steam in combination with steam cyclic treatments of production wells and adjusting the flow profiles and injectivity in production and injection wells.
Оптимизационными критериями в процессе нагнетания пара в пласт являются максимальный коэффициент извлечения нефти (КИН) и поддержание заданной текущей динамики добычи нефти, темпов и объемов закачиваемого пара при минимальных паротепловых отношениях. Оптимизационными критериями в процессе пароциклических обработок являются дополнительное количество нефти, число циклов воздействия, темпов и объемов закачиваемого пара при минимальных паротепловых отношениях.The optimization criteria in the process of steam injection into the reservoir are the maximum oil recovery factor (CIN) and maintaining the specified current dynamics of oil production, the rate and volume of injected steam with minimal heat and steam ratios. The optimization criteria in the process of steam cyclic treatments are the additional amount of oil, the number of exposure cycles, the rate and volume of injected steam with minimal steam and thermal ratios.
Существенными признаками способа являются:The essential features of the method are:
1. Достижение максимальных объемов добычи нефти путем регулирование объемов закачки пара в процессе площадного нагнетания пара в пласт.1. Achieving maximum volumes of oil production by regulating the volume of steam injection in the process of areal injection of steam into the reservoir.
2. Достижение минимального паронефтяного отношения путем регулирования объемов закачки пара с учетом профилей притока и приемистости нагнетательных и эксплуатационных скважин, а также песчанистости пласта, осуществляемое на основе созданной термогидродинамической модели прогнозирования паротеплового воздействия.2. Achieving the minimum vapor-oil ratio by regulating steam injection volumes, taking into account the inflow and injection profiles of injection and production wells, as well as the sandiness of the formation, based on the created thermo-hydrodynamic model for predicting steam and thermal effects.
3. Достижение максимального КИН путем регулирования темпов закачки в пласт с учетом профилей притока и примистости нагнетательных и эксплуатационных скважин в процессе нагнетания пара в пласт.3. Achieving maximum oil recovery factor by adjusting the rate of injection into the reservoir, taking into account the profiles of the inflow and the propensity of the injection and production wells during the injection of steam into the formation.
4. Достижение минимального паронефтяного отношения путем регулирования объемов закачки пара, числа циклов и продолжительности пропитки пласта в процессе пароциклических обработок.4. Achievement of the minimum steam-oil ratio by regulating the volumes of steam injection, the number of cycles and the duration of the formation impregnation in the process of steam cyclic treatments.
5. Достижение максимального отбора нефти путем регулирования объемов закачки пара, темпов закачки и числа циклов в процессе пароциклических обработок.5. Achieving maximum oil recovery by regulating steam injection volumes, injection rates and the number of cycles in the process of steam cyclic treatments.
Признак 1 является общим с прототипом существенным признаком, а признаки 2-5 - отличительными существенными признаками изобретения.
Сущность изобретения.SUMMARY OF THE INVENTION
В известном техническом решении оптимизация процесса вытеснения нефти паром заключается в регулировании количества и качества нагнетаемого в нагнетательные скважины пара и установлении соответствующих дебитов продуктивных (добывающих) скважин. Однако этот способ малоэффективен из-за нестационарности характера ввода теплоты в пласт во времени и отсутствия достоверной информации относительно теплопотерь в окружающие пласт породы. Кроме этого он не может быть реализован в условиях отсутствия периода предшествующей разработки месторождения паротепловым методом и соответствующего анализа адаптации в этот период.In a known technical solution, the optimization of the process of oil displacement by steam consists in controlling the quantity and quality of steam injected into injection wells and establishing the corresponding production rates of productive (producing) wells. However, this method is ineffective due to the non-stationary nature of the input of heat into the formation over time and the lack of reliable information on heat losses in the rocks surrounding the formation. In addition, it cannot be implemented in the absence of the period of the previous development of the field by the steam-thermal method and the corresponding analysis of adaptation in this period.
Поэтому в предложенном техническом решении осуществляется оптимизация процесса вытеснения нефти паром без использования данных относительно количества теплоты, вводимой в пласт, и опыта предшествующей разработки месторождения паротепловым методом.Therefore, in the proposed technical solution, the process of oil displacement by steam is optimized without using data on the amount of heat introduced into the formation and the experience of the previous development of the field by the steam-thermal method.
Задача решается за счет того, что на основе использования созданной термогидродинамической модели оптимизации паротеплового воздействия осуществляется статистическое прогнозирование воздействия на пласт путем нагнетания пара в комбинации с пароциклическими обработками добывающих скважин и регулированием профилей притока и приемистости в добывающих и нагнетательных скважинах. Справедливость использования указанной модели была установлена путем ее обобщения для различных объектов разработки пермокарбоновой залежи Усинского месторождения.The problem is solved due to the fact that based on the use of the created thermohydrodynamic model for optimizing the steam and thermal effects, statistical forecasting of the impact on the formation is carried out by injecting steam in combination with steam-cyclic treatments of producing wells and adjusting the inflow and injection profiles in production and injection wells. The fairness of the use of this model was established by generalizing it to various objects for the development of the permocarbon deposit of the Usinsk deposit.
В предложенном техническом решении задача оптимизации решается следующей совокупностью операций.In the proposed technical solution, the optimization problem is solved by the following set of operations.
На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят пароциклическую обработку скважин. Оптимизационными критериями на этой стадии являются паронефтяное отношение и дополнительная добыча нефти в результате обработки. Основные технологические показатели обработки, соответствующие этим критериям, определяются по прилагаемым таблицам и графикам.At the initial stage of development, all wells carry out cyclic treatment of wells. The optimization criteria at this stage are the oil-steam ratio and additional oil production as a result of processing. The main technological indicators of processing that meet these criteria are determined by the attached tables and graphs.
Для оптимизационного критерия «паронефтяное отношение» независимыми переменными являются объем закачиваемого пара и число циклов воздействия. Зависимой переменной является продолжительность пропитки окружающего пласта после нагнетания пара. Для оптимизационного критерия «дополнительная добыча нефти» независимыми переменными являются объем закачиваемого пара, число циклов воздействия и темп нагнетания пара. Зависимой переменной является продолжительность эффективной работы скважины после обработки.For the optimization criterion “steam-oil ratio”, the independent variables are the volume of injected steam and the number of exposure cycles. The dependent variable is the duration of impregnation of the surrounding formation after steam injection. For the optimization criterion “additional oil production”, the independent variables are the volume of injected steam, the number of exposure cycles and the steam injection rate. The dependent variable is the duration of effective well operation after treatment.
В последующем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.Subsequently, they switch to the selection of reservoir fluids through production wells with areal impact on the reservoir through injection wells.
Оптимизационными критериями на этой стадии являются накопленное паронефтяное отношение и КИН. Основные технологические показатели площадного воздействия, соответствующие этим критериям, определяются по прилагаемым таблицам и графикам.The optimization criteria at this stage are the accumulated steam-oil ratio and oil recovery factor. The main technological indicators of the area impact corresponding to these criteria are determined by the attached tables and graphs.
Для оптимизационного критерия «накопленное паронефтяное отношение» независимыми переменными являются объем закачиваемого пара, проницаемость и песчанистость пласта. Последние два параметра определяются по данным гидродинамических исследований, профилей притока и приемистости. Зависимой переменной является темп нагнетания пара в пласт. Для оптимизационного критерия «коэффициента извлечения нефти (КИН)» независимыми переменными являются объем закачиваемого пара и проницаемость пласта. Последний параметр определяются по данным гидродинамических исследований. Зависимой переменной в данном случае является темп нагнетания пара.For the optimization criterion “accumulated steam-oil ratio”, independent variables are the volume of injected steam, the permeability and sandiness of the formation. The last two parameters are determined by hydrodynamic studies, inflow profiles and injectivity. The dependent variable is the rate of injection of steam into the formation. For the optimization criterion of "oil recovery coefficient (CIN)", the independent variables are the volume of injected steam and the permeability of the formation. The last parameter is determined by hydrodynamic studies. The dependent variable in this case is the steam injection rate.
Технический результат заключается в том, что в процессе реализации паротеплового воздействия на пласт через нагнетательные скважины в комбинации с пароциклическими обработками добывающих скважин осуществляется оптимизация тепловых полей в зонах нагнетательных и добывающих скважин с целью получения максимального охвата пласта тепловым воздействием и коэффициента извлечения нефти (КИН), а также обеспечения регулируемой гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами.The technical result consists in the fact that in the process of implementing steam-thermal treatment of the formation through injection wells in combination with steam-cyclic treatments of production wells, the thermal fields in the zones of injection and production wells are optimized in order to obtain the maximum coverage of the formation by thermal effect and oil recovery coefficient (CIN), as well as providing a controlled hydrodynamic connection between injection and production wells.
Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 показаны таблица и график для определения показателей пароциклических обработок скважин по оптимизационному критерию «дополнительная добыча нефти». На фиг.2 показаны таблица и график для определения показателей пароциклических обработок скважин по оптимизационному критерию «паронефтяное отношение». На фиг.3 приведены таблица и график для определения показателей площадного паротеплового воздействия на пласт через нагнетательные скважины по оптимизационному критерию «накопленное паронефтяное отношение», а на фиг.4 показаны таблица и график для определения показателей площадного паротеплового воздействия на пласт через нагнетательные скважины по оптимизационному критерию «коэффициент извлечения нефти (КИН)».The invention is illustrated by drawings, where figure 1 shows a table and a graph for determining indicators of steam cyclic treatments of wells by the optimization criterion "additional oil production". Figure 2 shows a table and a graph for determining the performance of steam cyclic well treatments according to the optimization criterion "steam-oil ratio". Figure 3 shows a table and a graph for determining the indicators of areal steam and thermal stimulation of a formation through injection wells according to the optimization criterion "accumulated steam-oil ratio", and Fig. 4 shows a table and a graph for determining indicators of areal steam and thermal stimulation of a reservoir through injection wells according to the optimization the criterion of "oil recovery coefficient (CIN)".
Цифры на оси абсцисс графиков являются ключами легенды и соответствуют верхней горизонтальной строке каждой таблицы. Значения оси ординат на графиках отвечают показателям, указанным в остальных строках каждой из таблиц.The numbers on the abscissa axis of the graphs are the keys of the legend and correspond to the top horizontal row of each table. The ordinate axis values on the graphs correspond to the indicators indicated in the remaining rows of each table.
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
Оптимизацию паротеплового воздействия в процессе разработки месторождения с высоковязкими нефтями и битумами осуществляют в 2 стадии.The optimization of the heat and steam effect during the development of a field with highly viscous oils and bitumen is carried out in 2 stages.
На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят пароциклическую обработку скважин. Оптимизационными критериями на этой стадии являются паронефтяное отношение и дополнительная добыча нефти в результате обработки. Для определения основных технологических показателей обработок, соответствующих этим критериям, используют таблицы и графики, приведенные на фиг. 1 и 2.At the initial stage of development, all wells carry out cyclic treatment of wells. The optimization criteria at this stage are the oil-steam ratio and additional oil production as a result of processing. To determine the main technological indicators of treatments that meet these criteria, tables and graphs shown in FIG. 1 and 2.
Как видно из фиг.1, для оптимизационного критерия «паронефтяное отношение» независимыми переменными являются объем закачиваемого пара и число циклов воздействия. Зависимой переменными является продолжительность пропитки окружающего пласта после нагнетания пара.As can be seen from figure 1, for the optimization criterion "steam-oil ratio" independent variables are the volume of injected steam and the number of exposure cycles. Dependent variables are the duration of impregnation of the surrounding formation after injection of steam.
Как видно из фиг.2, для оптимизационного критерия «дополнительная добыча нефти» независимыми переменными являются объем закачиваемого пара, число циклов воздействия и темп нагнетания пара. Зависимой переменной является продолжительность эффективной работы скважины после обработки.As can be seen from figure 2, for the optimization criterion "additional oil production" independent variables are the volume of injected steam, the number of exposure cycles and the rate of injection of steam. The dependent variable is the duration of effective well operation after treatment.
В последующем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.Subsequently, they switch to the selection of reservoir fluids through production wells with areal impact on the reservoir through injection wells.
Оптимизационными критериями на этой стадии являются накопленное паронефтяное отношение и коэффициент извлечения нефти (КИН). Основные технологические показатели площадного воздействия, соответствующие этим критериям, определяются по таблицам и графикам, показанным на фиг.3 и 4.The optimization criteria at this stage are the accumulated steam-oil ratio and oil recovery ratio (CIN). The main technological indicators of the area impact corresponding to these criteria are determined by the tables and graphs shown in Figs. 3 and 4.
Как следует из фиг.3, для оптимизационного критерия «накопленное паронефтяное отношение» независимыми переменными являются объем закачиваемого пара, проницаемость и песчанистость пласта. Последние два параметра определяются по данным гидродинамических исследований, профилей притока и приемистости. Зависимой переменной является темп нагнетания пара в пласт.As follows from figure 3, for the optimization criterion "accumulated steam-oil ratio" independent variables are the volume of injected steam, the permeability and sandiness of the reservoir. The last two parameters are determined by hydrodynamic studies, inflow profiles and injectivity. The dependent variable is the rate of injection of steam into the formation.
Как показано на фиг.4, для оптимизационного критерия «КИН» независимыми переменными являются объем закачиваемого пара и проницаемость пласта. Последний параметр определяются по данным гидродинамических исследований.As shown in figure 4, for the optimization criterion "CIN" independent variables are the volume of injected steam and the permeability of the reservoir. The last parameter is determined by hydrodynamic studies.
Примеры конкретного выполнения.Examples of specific performance.
Оптимизацию паротеплового воздействия в процессе разработки месторождения с высоковязкими нефтями и битумами осуществляют в 2 стадии. На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят пароциклическую обработку скважин. На 2 стадии переходят к отбору пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.The optimization of the heat and steam effect during the development of a field with highly viscous oils and bitumen is carried out in 2 stages. At the initial stage of development, all wells carry out cyclic treatment of wells. At
Пример 1. Необходимо оптимизировать начальную стадию паротеплового воздействия на месторождении с высоковязкими нефтями и битумами. В процессе обработок необходимо, чтобы паронефтяное отношение не превышало 2, а дополнительная добыча нефти - более 1900 т.Example 1. It is necessary to optimize the initial stage of heat and steam exposure in the field with high viscosity oils and bitumen. In the course of refining, it is necessary that the steam-oil ratio does not exceed 2, and the additional oil production - more than 1900 tons.
Для определения основных технологических показателей обработок, соответствующих этим критериям, используют таблицы и графики, приведенные на фиг.1 и 2.To determine the main technological indicators of treatments that meet these criteria, use the tables and graphs shown in figures 1 and 2.
Как видно из фиг.1, при оптимизационном критерии «паронефтяное отношение», равном 2, объем закачиваемого пара составляет 3,8 тыс. т и число циклов воздействия - 1. Продолжительность пропитки окружающего пласта после нагнетания пара равна 2 сут.As can be seen from figure 1, with the optimization criterion "steam-oil ratio" equal to 2, the volume of injected steam is 3.8 thousand tons and the number of exposure cycles is 1. The duration of the impregnation of the surrounding formation after injection of steam is 2 days.
Как видно из фиг.2, при оптимизационном критерии «дополнительная добыча нефти», равном 1900 т, и определенном из фиг.1 объеме закачиваемого пара - 3,8 тыс. т и числе циклов воздействия - 1 темп нагнетания пара должен быть равен 10 т пара в час, а продолжительность эффекта от обработки составит 23,3 мес.As can be seen from figure 2, with the optimization criterion "additional oil production" equal to 1900 tons, and the volume of injected steam determined from figure 1 is 3.8 thousand tons and the number of exposure cycles is 1, the steam injection rate should be 10 tons steam per hour, and the duration of the effect of the treatment will be 23.3 months.
Пример 2. Необходимо оптимизировать 2 стадию паротеплового воздействия на месторождении с высоковязкими нефтями и битумами, которая заключается в площадном воздействии на пласт через нагнетательные скважины.Example 2. It is necessary to optimize
До этого разработка месторождения осуществлялась на естественном режиме. По данным гидродинамических исследований проницаемость пласта 500 мД, коэффициент песчанистости 0,6. Достигнутая величина коэффициента извлечения нефти (КИН) составила 5%. К концу воздействия накопленное паронефтяное отношение не должно превышать 10,1, а прирост коэффициента извлечения нефти составит 25,5%.Prior to this, the development of the field was carried out in natural mode. According to hydrodynamic studies, the permeability of the formation is 500 mD, the coefficient of sandiness is 0.6. The achieved oil recovery factor (CIN) was 5%. By the end of the impact, the accumulated steam-oil ratio should not exceed 10.1, and the increase in the oil recovery ratio will be 25.5%.
Для определения основных технологических показателей, соответствующих этим критериям, используют таблицы и графики, приведенные на фиг.3 и 4.To determine the main technological indicators that meet these criteria, use the tables and graphs shown in figure 3 and 4.
Как видно из фиг.3, при оптимизационном критерии «накопленное паронефтяное отношение», равном 10,1, проницаемости пласта 500 мД и коэффициенте песчанистости, равном 0,6, объем закачиваемого пара составляет 2,94 млн. т.As can be seen from figure 3, with the optimization criterion "accumulated steam-oil ratio" equal to 10.1, the permeability of the reservoir 500 mD and the coefficient of sandiness equal to 0.6, the volume of injected steam is 2.94 million tons
Как видно из фиг.4, при оптимизационном критерии «коэффициент извлечения нефти (КИН)», равном 25,5%, и определенном из фиг.3 объеме закачиваемого пара - 2,94 млн. т темп нагнетания пара должен быть равен 8,3 т пара в час.As can be seen from figure 4, with the optimization criterion "oil recovery coefficient (CIN)" equal to 25.5%, and the volume of injected steam determined from figure 3 - 2.94 million tons, the steam injection rate should be 8.3 t steam per hour.
Claims (1)
паронефтяное отношение с независимыми переменными в виде объема нагнетаемого пара и числа циклов нагнетания и зависимой переменной в виде продолжительности пропитки пласта после нагнетания пара;
дополнительную добычу нефти и битума с независимыми переменными в виде объема нагнетаемого пара, числа циклов нагнетания и темпа нагнетания пара и зависимой переменной в виде продолжительности эффективной работы скважины после нагнетания пара,
после чего переходят на нагнетание пара через нагнетательные скважины и добычу нефти и битума через добывающие скважины, а за оптимизационные критерии на этой стадии принимают:
накопленное паронефтяное отношение с независимыми переменными в виде объема закачиваемого пара, проницаемости и песчанистости пласта и зависимой переменной в виде темпа нагнетания пара;
коэффициент извлечения нефти с независимыми переменными в виде объема закачиваемого пара и проницаемости пласта и зависимой переменной в виде темпа нагнетания пара,
при этом проницаемость, песчанистость и приемистость пласта определяют по данным гидродинамических исследований, профилей притока и приемистости пласта. A method for optimizing steam and thermal effects during the development of a field with highly viscous oils and bitumen, which consists in using injection and producing wells and controlling the volume of areal steam injection into the formation, characterized in that they use a thermohydrodynamic model for predicting steam and thermal effects, for which steam is injected at the initial stage of development to all injection and production wells, and for optimization criteria at this stage they take:
oil-steam ratio with independent variables in the form of the volume of injected steam and the number of injection cycles and a dependent variable in the form of the duration of the impregnation of the formation after injection of steam;
additional oil and bitumen production with independent variables in the form of the volume of injected steam, the number of injection cycles and the rate of injection of steam and the dependent variable in the form of the duration of the effective operation of the well after injection of steam,
after which they switch to steam injection through injection wells and oil and bitumen production through production wells, and for the optimization criteria at this stage they take:
accumulated steam-oil ratio with independent variables in the form of injected steam volume, permeability and sandiness of the formation and a dependent variable in the form of steam injection rate;
oil recovery coefficient with independent variables in the form of injected steam volume and formation permeability and a dependent variable in the form of steam injection rate,
in this case, the permeability, sandiness and injectivity of the formation is determined by the data of hydrodynamic studies, inflow profiles and injectivity of the formation.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010150291/03A RU2445454C1 (en) | 2010-12-09 | 2010-12-09 | Optimisation method of thermal steam impact during development of deposit with high-viscosity oils and bitumens |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010150291/03A RU2445454C1 (en) | 2010-12-09 | 2010-12-09 | Optimisation method of thermal steam impact during development of deposit with high-viscosity oils and bitumens |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2445454C1 true RU2445454C1 (en) | 2012-03-20 |
Family
ID=46030170
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010150291/03A RU2445454C1 (en) | 2010-12-09 | 2010-12-09 | Optimisation method of thermal steam impact during development of deposit with high-viscosity oils and bitumens |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2445454C1 (en) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US434544A (en) * | 1890-08-19 | Hay-carrier elevating-pulley | ||
| US5174377A (en) * | 1990-09-21 | 1992-12-29 | Chevron Research And Technology Company | Method for optimizing steamflood performance |
| RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
| RU87458U1 (en) * | 2009-06-09 | 2009-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | SYSTEM FOR INJECTION OF HEAT CARRIER AND HYDROCARBON SOLVENT |
-
2010
- 2010-12-09 RU RU2010150291/03A patent/RU2445454C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US434544A (en) * | 1890-08-19 | Hay-carrier elevating-pulley | ||
| US5174377A (en) * | 1990-09-21 | 1992-12-29 | Chevron Research And Technology Company | Method for optimizing steamflood performance |
| RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
| RU87458U1 (en) * | 2009-06-09 | 2009-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | SYSTEM FOR INJECTION OF HEAT CARRIER AND HYDROCARBON SOLVENT |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЧУПРОВ И.Ф. Теоретические и технологические основы теплового воздействия на залежи аномально вязких нефтей и битумов. Диссертация на соискание д.т.н. - Ухта, 2009, разделы 2-6. БАЙБАКОВ Н.К. и др. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1988, с.72-99. БЕРНШТЕЙН М.А.Т. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений и обработки призабойных зон пласта. - М.: ВНИИОЭНГ, 1971, с.221-226. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109977612B (en) | Fracturing process suitable for encrypted development of shale gas well | |
| Gupta et al. | Christina Lake solvent aided process pilot | |
| Siddhamshetty et al. | Feedback control of proppant bank heights during hydraulic fracturing for enhanced productivity in shale formations | |
| CN101089362B (en) | Improved steam oil production method | |
| CA2514516A1 (en) | Performance prediction method for hydrocarbon recovery processes | |
| Furui et al. | A Comprehensive Model of High-Rate Matrix-Acid Stimulation for Long Horizontal Wells in Carbonate Reservoirs: Part II—Wellbore/Reservoir Coupled-Flow Modeling and Field Application | |
| Yi et al. | Optimization of plug-and-perforate completions for balanced treatment distribution and improved reservoir contact | |
| CN109424348B (en) | Method and system for judging number of fracturing fractures of multiple cluster of horizontal well | |
| CN108460203A (en) | Shale oil reservoir gas recycling oil well output analysis method and its application | |
| CN106567701A (en) | Hydraulic fracturing method | |
| CN107939357A (en) | Improve oilfield development system efficiency method | |
| RU2442884C1 (en) | Method for development of high-viscosity and heavy oil with thermal action | |
| CN104832142B (en) | Ultra-high water cut stage oil reservoir cycle alternate water injection unsteady flow line displacement method | |
| Vander Valk et al. | Investigation of key parameters in SAGD wellbore design and operation | |
| Yi et al. | Optimization of plug-and-perf completions for balanced treatment distribution and improved reservoir contact | |
| RU2445454C1 (en) | Optimisation method of thermal steam impact during development of deposit with high-viscosity oils and bitumens | |
| CN105332678B (en) | A kind of method of huff and puff | |
| Sesetty et al. | Modeling dense-arrays of hydraulic fracture clusters: Fracture complexity, net pressure and model calibration | |
| Chen et al. | Optimization of production performance in a CO2 flooding reservoir under uncertainty | |
| CN105804710A (en) | Method for improving gas injection driving effect of low-permeability fractured reservoir | |
| EA200800379A2 (en) | METHOD FOR DEVELOPING HYDROCARBON RESERVES | |
| CN110080734A (en) | Method of Compound Development is let out in the drive of shallow-thin layer bottom water viscous crude | |
| RU2418155C1 (en) | Method of system cyclic development of oil deposit at late stage | |
| RU2301326C1 (en) | Oil field development control method | |
| CN110359892A (en) | A kind of steam drive scheme optimization design method based on reservoir condition |