CN114876429B - 利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法 - Google Patents
利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114876429B CN114876429B CN202210570069.2A CN202210570069A CN114876429B CN 114876429 B CN114876429 B CN 114876429B CN 202210570069 A CN202210570069 A CN 202210570069A CN 114876429 B CN114876429 B CN 114876429B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- well
- hot water
- sleeve
- exothermic reaction
- heavy oil
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims abstract description 54
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 title claims description 25
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 title claims description 23
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 74
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 74
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 70
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 54
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 52
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 49
- 239000007809 chemical reaction catalyst Substances 0.000 claims abstract description 45
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 33
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 13
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 16
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 11
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 10
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 9
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 9
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims description 7
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical group [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 7
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000009933 burial Methods 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 230000035924 thermogenesis Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/10—Geothermal energy
Abstract
本发明属于稠油油藏开采技术领域，具体涉及一种利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，包括：在注入井和生产井中注入高压蒸汽，使地层预热后；在所述注入井中注入前置热水段塞、携带化学放热反应催化剂的热水段塞和后置热水段塞，焖井；在注入井中，从油管内注入热水，从油管和套管的环形空间内注入蒸汽、含碳氢氧元素的非凝析气体混合物，使热水和含碳氢氧元素的非凝析气体混合物混合；在井口注入压力作用下，使井底产生的高温蒸汽、轻烃及未完全反应的剩余气体注入稠油油藏，打开生产井，原油由生产井产出。本发明适用范围广，可在深层、复杂类型和低品位稠油油藏中应用。
Description
技术领域
本发明属于稠油油藏开采技术领域，具体涉及一种利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法。
背景技术
稠油中的胶质、沥青质含量高，具有密度高，粘度大的特点。用于开采常规油藏的方法大都不适用于稠油油藏。
目前，运用的商业化稠油开采技术包括以注蒸汽为主的热采方式和在原始油藏温度下操作的常规冷采方式。注蒸汽热采方式由于能耗高，难以在深层、复杂类型和低品位稠油油藏中成功应用，而常规冷采方式的采收率低。
因此，根据稠油的独特性质，优化出适用于稠油开采的工艺方法是非常有必要的。
发明内容
本发明的目的是针对现有技术的缺陷，提供了一种利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法。
具体的，本发明提供的利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，包括：
(1)选取两口井作为注入井和生产井；
(2)采用油管注入、套管产出的方式在注入井和生产井中注入高压蒸汽，当地层预热后，关闭注入井和生产井；
(3)采用油管注入、套管产出的方式在所述注入井中依次注入前置热水段塞、携带化学放热反应催化剂的热水段塞和后置热水段塞，当携带化学放热反应催化剂的热水段塞到达油管与套管之间的环形空间后，关井焖井；
(4)在注入井中，从油管内注入热水，从油管和套管的环形空间内注入蒸汽、含碳氢氧元素的非凝析气体混合物，使热水和含碳氢氧元素的非凝析气体混合物混合，在化学放热反应催化剂的作用下发生反应；
(5)在井口注入压力作用下，使井底产生的高温蒸汽、轻烃及未完全反应的剩余气体注入稠油油藏，打开生产井，原油由生产井产出。
上述的利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，所述携带化学放热反应催化剂的热水段塞体积计算方法为：
其中，V1为携带化学放热反应催化剂的热水段塞体积，m3；r1为油管外半径，m；r2为套管内半径，m；L0为化学放热反应催化剂吸附的直井段套管长度，m；L1为化学放热反应催化剂吸附的水平井段套管长度，m。
上述的利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，所述后置热水段塞的体积的计算方法为：
其中，V2为后置热水段塞体积，m3；r1为油管外半径，m；r2为套管内半径，m；L1为化学放热反应催化剂吸附的水平井段套管长度，m；L2为注入井直井段井筒长度，m。
上述的利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，所述化学放热反应催化剂为钴基催化剂。
上述的利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，所述化学放热反应催化剂的用量，需保证井筒中注水速度大于100m3/d条件下，井底蒸汽干度可达到0.7以上。
上述的利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，所述化学放热反应催化剂失效的判定标准为：热水的热焓增加值低于200kJ/kg。
上述的利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，注入井中，化学放热反应催化剂吸附的直井段套管长度的计算方法为：
其中，L0为化学放热反应催化剂吸附的直井段套管长度，m；Qw为注热水速度，m3/d；ρw为水的密度，kg/m3；cw为热水升温所需热焓，kJ/kg；Qg为注非凝析气速度，m3/d；H为单位非凝析气体在单位长度井筒中催化剂作用的放热量，kJ/m3/m；L1为化学放热反应催化剂吸附的水平井段套管长度，m。
上述的利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，所述井包括：同轴设置的油管和套管；其中，所述油管的长度和半径均小于所述套管的长度和半径；所述套管上设有射孔孔眼，且底端封闭。
上述的利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，所述井为直井或水平井。
上述的利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，所述水平井包括直井段和水平井段。
本发明的技术方案具有如下的有益效果：
(1)本发明的利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，通过采用含碳氢氧元素的非凝析气体作为介质，在井筒中催化剂作用下发生化学放热反应，产生轻烃和大量热量，热量用于加热注入水至高温蒸汽，注入地层后通过高温作用和轻烃溶解作用降低原油粘度，经注入蒸汽驱动后，稠油从生产井产出；
(2)本发明的利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，适用范围广，可在深层、复杂类型和低品位稠油油藏中应用。
附图说明
通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本发明的限制。
图1为本发明的注入井结构示意图；
符号说明：L0为化学放热反应催化剂吸附的直井段套管长度，L1为化学放热反应催化剂吸附的水平井段套管长度，L2为注入井直井段井筒长度，1为套管，2为油管，3为射孔孔眼。
具体实施方式
为了充分了解本发明的目的、特征及功效，通过下述具体实施方式，对本发明作详细说明。本发明的工艺方法除下述内容外，其余均采用本领域的常规方法或装置。下述名词术语除非另有说明，否则均具有本领域技术人员通常理解的含义。
本文使用的术语“该”“所述”“一个”和“一种”不表示数量的限制，而是表示存在至少一个所提及的对象。术语“优选的”“更优选的”等是指，在某些情况下可提供某些有益效果的本发明实施方案。然而，在相同的情况下或其他情况下，其他实施方案也可能是优选的。此外，对一个或多个实施方案的表述并不暗示其他实施方案不可用，也并非旨在将其他实施方案排除在本发明的范围之外。
当本文中公开一个数值范围时，上述范围视为连续，且包括该范围的最小值及最大值，以及这种最小值与最大值之间的每一个值。进一步地，当范围是指整数时，包括该范围的最小值与最大值之间的每一个整数。此外，当提供多个范围描述特征或特征时，可以合并该范围。换言之，除非另有指明，否则本文中所公开的所有范围应理解为包括其中所归入的任何及所有的子范围。
具体的，本发明提供了一种利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，包括：
(1)选取两口所述的井作为注入井和生产井；
(2)采用油管注入、套管产出的方式在注入井和生产井中注入高压蒸汽，当地层预热后，关闭注入井和生产井；
(3)采用油管注入、套管产出的方式在所述注入井中依次注入前置热水段塞、携带化学放热反应催化剂的热水段塞和后置热水段塞，当携带化学放热反应催化剂的热水段塞到达油管与套管之间的环形空间后，关井焖井；
(4)在注入井中，从油管内注入热水，从油管和套管的环形空间内注入蒸汽、含碳氢氧元素的非凝析气体混合物，使热水和含碳氢氧元素的非凝析气体混合物混合，在化学放热反应催化剂的作用下发生反应；
(5)在井口注入压力作用下，使井底产生的高温蒸汽、轻烃及未完全反应的剩余气体注入稠油油藏，打开生产井，原油由生产井产出。
本发明的利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，通过将含碳氢氧元素的非凝析气体作为介质，在井筒中催化剂作用下发生化学放热反应，产生轻烃和大量热量，热量用于加热注入水至高温蒸汽，注入地层后通过高温作用和轻烃溶解作用降低原油粘度，再经注入蒸汽驱动稠油，从生产井生产稠油。
在一些优选的实施方式中，本发明的利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，包括：
(1)选取两口井作为注入井和生产井。
其中，所述注入井和生产井具有一定的井距。
其中，如图1所示，本发明采用的注入井包括：同轴设置的套管1和油管2；其中，所述油管2的长度和半径均小于所述套管1的长度和半径；所述套管1上设有射孔孔眼3，且底端封闭。
所述的井中套管1内壁和油管2外壁采用催化剂吸附材料涂层处理，且涂层具有对钴基催化剂的吸脱附能力。
进一步优选的，所述井1为直井或水平井，进一步优选的，所述水平井包括直井段和水平井段。
(2)采用油管注入、套管产出的方式在注入井和生产井中注入高压蒸汽，当地层预热后，关闭注入井和生产井。
优选的，所述地层预热后的温度在250℃以上。
进一步优选的，对注入井和生产井进行高压蒸汽循环3个月以对地层进行预热。
(3)采用油管注入、套管产出的方式在所述注入井中依次注入前置热水段塞、携带化学放热反应催化剂的热水段塞和后置热水段塞，当携带化学放热反应催化剂的热水段塞到达油管与套管之间的环形空间后，关井焖井。
优选的，所述关井焖井的时长为3天，使热水段塞中的化学放热反应催化剂均匀吸附在井筒套管壁上
优选的，所述携带化学放热反应催化剂的热水段塞体积计算方法为：
其中，V1为携带化学放热反应催化剂的热水段塞体积，m3；r1为油管外半径，m；r2为套管内半径，m；L0为化学放热反应催化剂吸附的直井段套管长度，m；L1为化学放热反应催化剂吸附的水平井段套管长度，m。
进一步优选的，所述后置热水段塞的体积的计算方法为：
其中，V2为后置热水段塞体积，m3；r1为油管外半径，m；r2为套管内半径，m；L1为化学放热反应催化剂吸附的水平井段套管长度，m；L2为注入井直井段井筒长度，m。
其中，所述化学放热反应催化剂为钴基催化剂，可实现1标方含碳氢氧元素的非凝析气体发生化学反应放热量大于2000kJ。
优选的，所述化学放热反应催化剂的用量，需保证井筒中注水速度大于100m3/d条件下，井底蒸汽干度可达到0.7以上。
优选的，化学放热反应催化剂在井筒中吸附的位置在井底。
其中，吸附的直井段套管长度根据步骤(4)中注入热水速度和化学放热反应放热量计算确定。具体计算方法为：
其中，Qw为注热水速度，m3/d；ρw为水的密度，kg/m3；cw为热水升温所需热焓，kJ/kg；Qg为注非凝析气速度，m3/d；H为单位非凝析气体在单位长度井筒中催化剂作用的放热量，kJ/m3/m；L1为化学放热反应催化剂吸附的水平井段套管长度，m。
(4)在注入井中，从油管内注入热水，从油管和套管的环形空间内注入蒸汽、含碳氢氧元素的非凝析气体混合物，使热水和含碳氢氧元素的非凝析气体混合物混合，在化学放热反应催化剂的作用下发生反应。
优选的，所述含碳氢氧元素的非凝析气体混合物为稠油油藏开采出来的稠油在炼化反应后产物，借此实现稠油的循环利用。
气体混合物在钴基催化剂的作用下发生以下反应：
n CO+(2n+1)H2→CnH2n+2+n H2O。
本发明通过化学反应放热加热井筒中的热水，产生高温蒸汽、轻烃及未完全反应的剩余气体。
其中，发生的化学放热反应效率高于80％，剩余气体比例小于5％。
(5)在井口注入压力作用下，使井底产生的高温蒸汽、轻烃及未完全反应的剩余气体注入稠油油藏，打开生产井，原油由生产井产出。
其中，所述高温蒸汽、轻烃及未完全反应的剩余气体注入稠油油藏后，通过高温降粘作用和轻烃溶解作用降低原油粘度，生产井打开后，原油在注入蒸汽和剩余气体驱动下产出。
经实践，本发明的利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，适用范围广，可在深层、复杂类型和低品位稠油油藏中应用。
实施例
下面通过实施例的方式进一步说明本发明，但并不因此将本发明限制在所述的实施例范围之中。下列实施例中未注明具体条件的实验方法，按照常规方法和条件。
实施例1
某稠油油田油藏埋深220m，油层厚度40m，地层温度8℃，油藏原始压力1200kPa，油藏条件下原油粘度1,750,000～3,000,000mPa.s。在该油藏油层下部10m位置钻取一口注入井，该注入井为水平井，其中直井段长度为230m，水平井段长度为900m；在该油藏油层下部14m位置钻取一口生产井，该生产井为水平井，其中直井段长度为234m，水平井段长度为900m。两口井均采用同轴设置的油管和套管组成，套管半径15cm，油管半径6cm。水平井段套管设有射孔孔眼。
利用井筒催化生热开采稠油油藏。在现场实施过程中，首先两口井均采用油管注入、套管产出的方式在向井注入高压蒸汽，蒸汽温度200℃，注入速度150m3/d，连续注入120天后关闭注入井和生产井。
对于注入井分别注入前置热水段塞、携带化学放热反应催化剂的热水段塞和后置热水段塞，其中，前置热水段塞注水量为30m3；携带化学放热反应催化剂的热水段塞为钴基催化剂20kg与热水混合物，段塞体积根据下式计算为60m3。
后置热水段塞的体积根据下式计算为13m3。
V2＝πr1 2(L1+L2)
段塞注入结束后，以450m3/d的注入速度，向注入井注入温度200℃、蒸汽干度为0.5的蒸汽，同时以6800m3/d的注入速度想注入井注入非凝析气。然后生产井以定井底流压为1000kPa开井生产。井筒中注入的蒸汽、非凝析气在井底吸附的钴基催化剂作用下发生化学反应，产生大量热量进一步加热蒸汽，并与轻烃共同注入油藏。
数值模拟计算预测项目实施10年，该井累积产油52.5万吨，利用非凝析气减碳收入228.5万元，加热蒸汽柴油用量0.743万吨，碳税成本765.1万元，实现利润2.52亿元。
对比例1
距离实施例1中油藏中注水井和生产井600m的位置存在类似分布和井段长度的注水井和生产井井对。这两口井采用普通井设置，采用重力辅助热力采油方式开采稠油油藏。在现场实施过程中，首先两口井均采用油管注入、套管产出的方式在向井注入高压蒸汽，蒸汽温度200℃，注入速度150m3/d，连续注入120天后关闭注入井和生产井。
近10年来，以450m3/d的注入速度向注入井注入温度200℃，蒸汽干度0.7的蒸汽，生产井以定井底流压为1000kPa开井生产。
项目实施10年来，累产油48.2万吨，加热蒸汽用柴油1.30万吨，碳税成本1336.7万元，利润2.18亿元；
本发明所用的新井开发方式相对常规开采方法增产原油4.3万吨，增加利润3400万元。
本发明在上文中已以优选实施例公开，但是本领域的技术人员应理解的是，这些实施例仅用于描绘本发明，而不应理解为限制本发明的范围。应注意的是，凡是与这些实施例等效的变化与置换，均应视为涵盖于本发明的权利要求范围内。因此，本发明的保护范围应当以权利要求书中所界定的范围为准。
Claims (9)
1.一种利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，其特征在于，包括：
(1)选取两口井作为注入井和生产井；
(2)采用油管注入、套管产出的方式在注入井和生产井中注入高压蒸汽，当地层预热后，关闭注入井和生产井；
(3)采用油管注入、套管产出的方式在所述注入井中依次注入前置热水段塞、携带化学放热反应催化剂的热水段塞和后置热水段塞，当携带化学放热反应催化剂的热水段塞到达油管与套管之间的环形空间后，关井焖井；所述携带化学放热反应催化剂的热水段塞体积计算方法为：
其中，V1为携带化学放热反应催化剂的热水段塞体积，m3；r1为油管外半径，m；r2为套管内半径，m；L0为化学放热反应催化剂吸附的直井段套管长度，m；L1为化学放热反应催化剂吸附的水平井段套管长度，m；
(4)在注入井中，从油管内注入热水，从油管和套管的环形空间内注入蒸汽、含碳氢氧元素的非凝析气体混合物，使热水和含碳氢氧元素的非凝析气体混合物混合，在化学放热反应催化剂的作用下发生反应；
(5)在井口注入压力作用下，使井底产生的高温蒸汽、轻烃及未完全反应的剩余气体注入稠油油藏，打开生产井，原油由生产井产出。
2.根据权利要求1所述的利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，其特征在于，所述后置热水段塞的体积的计算方法为：
其中，V2为后置热水段塞体积，m3；r1为油管外半径，m；r2为套管内半径，m；L1为化学放热反应催化剂吸附的水平井段套管长度，m；L2为注入井直井段井筒长度，m。
3.根据权利要求1所述的利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，其特征在于，所述化学放热反应催化剂为钴基催化剂。
4.根据权利要求1所述的利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，其特征在于，所述化学放热反应催化剂的用量，需保证井筒中注水速度大于100m3/d条件下，井底蒸汽干度可达到0.7以上。
5.根据权利要求1所述的利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，其特征在于，所述化学放热反应催化剂失效的判定标准为：热水的热焓增加值低于200kJ/kg。
6.根据权利要求1所述的利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，其特征在于，注入井中，化学放热反应催化剂吸附的直井段套管长度的计算方法为：
其中，L0为化学放热反应催化剂吸附的直井段套管长度，m；Qw为注热水速度，m3/d；ρw为水的密度，kg/m3；cw为热水升温所需热焓，kJ/kg；Qg为注非凝析气速度，m3/d；H为单位非凝析气体在单位长度井筒中催化剂作用的放热量，kJ/m3/m；L1为化学放热反应催化剂吸附的水平井段套管长度，m。
7.根据权利要求1所述的利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，其特征在于，所述井包括：同轴设置的油管和套管；
其中，所述油管的长度和半径均小于所述套管的长度和半径；
所述套管上设有射孔孔眼，且底端封闭。
8.根据权利要求1所述的利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，其特征在于，所述井为直井或水平井。
9.根据权利要求8所述的利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法，其特征在于，所述水平井包括直井段和水平井段。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210570069.2A CN114876429B (zh) | 2022-05-24 | 2022-05-24 | 利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210570069.2A CN114876429B (zh) | 2022-05-24 | 2022-05-24 | 利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114876429A CN114876429A (zh) | 2022-08-09 |
| CN114876429B true CN114876429B (zh) | 2024-02-20 |
Family
ID=82678173
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202210570069.2A Active CN114876429B (zh) | 2022-05-24 | 2022-05-24 | 利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114876429B (zh) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117027745B (zh) * | 2023-10-10 | 2024-01-19 | 中国石油大学(华东) | 一种非凝析气复合水热裂解催化剂强化稠油热采的方法 |
Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1987043A (zh) * | 2006-12-07 | 2007-06-27 | 西南石油大学 | 一种稠油注空气缓和催化氧化采油方法 |
| CN101539012A (zh) * | 2009-05-04 | 2009-09-23 | 辽河石油勘探局 | 地层催化氧化稠油热采方法 |
| CN101555787A (zh) * | 2009-05-15 | 2009-10-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种改进的蒸汽驱采油方法 |
| CN102242626A (zh) * | 2011-07-19 | 2011-11-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 稠油油藏的蒸汽驱开采方法 |
| CN102852496A (zh) * | 2012-04-20 | 2013-01-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种中深层稠油油藏开采方法 |
| CN104563981A (zh) * | 2014-12-26 | 2015-04-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油及超稠油油藏地下改质开采的井身结构和方法 |
| CN204457686U (zh) * | 2014-12-26 | 2015-07-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油及超稠油油藏地下改质开采的井身结构 |
| CN105041275A (zh) * | 2015-06-30 | 2015-11-11 | 西南石油大学 | 一种注减氧空气降低采油井伴生气氧浓度的采油方法 |
| CN114233256A (zh) * | 2021-11-17 | 2022-03-25 | 中国石油大学(华东) | 一种气凝胶纳米流体改善稠油热采开发效果的方法 |
| CN114427429A (zh) * | 2020-09-21 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油井硫化氢井底处理的装置及方法 |
| CN114482955A (zh) * | 2022-02-17 | 2022-05-13 | 西南石油大学 | 利用井下原油裂解改质提高深层稠油开采效率的方法 |
-
2022
- 2022-05-24 CN CN202210570069.2A patent/CN114876429B/zh active Active
Patent Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1987043A (zh) * | 2006-12-07 | 2007-06-27 | 西南石油大学 | 一种稠油注空气缓和催化氧化采油方法 |
| CN101539012A (zh) * | 2009-05-04 | 2009-09-23 | 辽河石油勘探局 | 地层催化氧化稠油热采方法 |
| CN101555787A (zh) * | 2009-05-15 | 2009-10-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种改进的蒸汽驱采油方法 |
| CN102242626A (zh) * | 2011-07-19 | 2011-11-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 稠油油藏的蒸汽驱开采方法 |
| CN102852496A (zh) * | 2012-04-20 | 2013-01-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种中深层稠油油藏开采方法 |
| CN104563981A (zh) * | 2014-12-26 | 2015-04-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油及超稠油油藏地下改质开采的井身结构和方法 |
| CN204457686U (zh) * | 2014-12-26 | 2015-07-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油及超稠油油藏地下改质开采的井身结构 |
| CN105041275A (zh) * | 2015-06-30 | 2015-11-11 | 西南石油大学 | 一种注减氧空气降低采油井伴生气氧浓度的采油方法 |
| CN114427429A (zh) * | 2020-09-21 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油井硫化氢井底处理的装置及方法 |
| CN114233256A (zh) * | 2021-11-17 | 2022-03-25 | 中国石油大学(华东) | 一种气凝胶纳米流体改善稠油热采开发效果的方法 |
| CN114482955A (zh) * | 2022-02-17 | 2022-05-13 | 西南石油大学 | 利用井下原油裂解改质提高深层稠油开采效率的方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN114876429A (zh) | 2022-08-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2010359821B2 (en) | Apparatus for thermally treating an oil reservoir | |
| US4060988A (en) | Process for heating a fluid in a geothermal formation | |
| US5145003A (en) | Method for in-situ heated annulus refining process | |
| US20050239661A1 (en) | Downhole catalytic combustion for hydrogen generation and heavy oil mobility enhancement | |
| US20060042794A1 (en) | Method for high temperature steam | |
| CN102628350A (zh) | 一种浅层稠油油藏注丙烷开采方法 | |
| CA2791318A1 (en) | Steam flooding with oxygen injection, and cyclic steam stimulation with oxygen injection | |
| CN103993866A (zh) | 将纳米催化剂分散在含石油地层中的方法 | |
| CN106753503A (zh) | 一种油页岩原位催化氧化法提取页岩油气的方法 | |
| WO2018212674A1 (ru) | Способ добычи углеводородов из нефтекерогенсодержащих пластов и технологический комплекс | |
| RU2447276C1 (ru) | Способ термического воздействия на нефтесодержащие и/или керогеносодержащие пласты с высоковязкой и тяжелой нефтью и устройство для его осуществления | |
| US10041340B2 (en) | Recovery from a hydrocarbon reservoir by conducting an exothermic reaction to produce a solvent and injecting the solvent into a hydrocarbon reservoir | |
| WO2013097668A1 (zh) | 油页岩开采方法 | |
| CN114876429B (zh) | 利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法 | |
| CA2864788A1 (en) | In situ upgrading via hot fluid injection | |
| CN111608624B (zh) | 一种利用地热开采稠油油藏的方法 | |
| CN114017032B (zh) | 中低熟富有机质页岩自生热原位转化开发方法 | |
| Miller et al. | Proposed air injection recovery of cold-produced heavy oil reservoirs | |
| RU2569375C1 (ru) | Способ и устройство для подогрева продуктивного нефтесодержащего пласта | |
| CN114607328A (zh) | 一种溶剂辅助低温氧化注空气吞吐开采稠油的方法 | |
| CN114718532B (zh) | 一种催化加热辅助稠油原位改质开采深层稠油的方法 | |
| RU2726693C1 (ru) | Способ повышения эффективности добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления | |
| RU2704684C1 (ru) | Способ добычи высокотехнологичной нефти и технологический комплекс для его осуществления | |
| RU2726703C1 (ru) | Способ повышения эффективности добычи высокотехнологичной нефти из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления | |
| RU2569382C1 (ru) | Скважинный газогенератор |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |