RU2012786C1 - Method for development of fields with heavy and viscous oils - Google Patents

Method for development of fields with heavy and viscous oils Download PDF

Info

Publication number
RU2012786C1
RU2012786C1 SU4948703A RU2012786C1 RU 2012786 C1 RU2012786 C1 RU 2012786C1 SU 4948703 A SU4948703 A SU 4948703A RU 2012786 C1 RU2012786 C1 RU 2012786C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
solvent
gas
heavy
development
Prior art date
Application number
Other languages
Russian (ru)
Inventor
З.А. Баязитов
С.С. Сергеев
Н.Н. Шагисламов
Original Assignee
Производственное объединение "Татнефть"
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Производственное объединение "Татнефть" filed Critical Производственное объединение "Татнефть"
Priority to SU4948703 priority Critical patent/RU2012786C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2012786C1 publication Critical patent/RU2012786C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

FIELD: development of fields with heavy and viscous oils. SUBSTANCE: method consists in recovery of oil through horizontal hole of producing well. During oil recovery, solvent, heated to temperature which is higher than initial one, is forced into zone of recovery by means of gas. Heating device is placed into zone of recovery. EFFECT: higher efficiency. 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к разработке тяжелых и вязких нефтей. The invention relates to the oil industry, in particular to the development of heavy and viscous oils.

Известен способ добычи тяжелой и вязкой нефти с помощью растворителя, перемещаемого водой. A known method of producing heavy and viscous oil using a solvent moved by water.

Объем растворителя равен 10% объема порового пространства. Недостатком данного способа является то, что оторочка растворителя неравномерно из-за неоднородности пласта вытесняет нефть, также не исключена возможность прорыва растворителя по высокопроницаемым пропласткам. Низок коэффициент нефтеотдачи. The volume of solvent is equal to 10% of the volume of the pore space. The disadvantage of this method is that the rim of the solvent unevenly due to the heterogeneity of the reservoir displaces the oil, it is also possible that the solvent can break through highly permeable layers. Low oil recovery rate.

Известен также способ разработки нефтегазовой залежи, включающий отбор нефти из нижней части нефтенасыщенной зоны и закачку газа, образование оторочки углеводородного растворителя из пластовой нефти за счет изменения объемов закачки газа и отбора нефти. There is also known a method of developing an oil and gas deposit, including the selection of oil from the lower part of the oil-saturated zone and gas injection, the formation of the rim of the hydrocarbon solvent from the reservoir oil by changing the volume of gas injection and oil recovery.

Недостатком данного способа является то, что углеводородного растворителя недостаточно для увеличения подвижности тяжелой и вязкой нефти. The disadvantage of this method is that the hydrocarbon solvent is not enough to increase the mobility of heavy and viscous oil.

Цель изобретения - повышение нефтеотдачи пластов, содержащих тяжелые и вязкие нефти. The purpose of the invention is the enhancement of oil recovery for formations containing heavy and viscous oils.

Достигается это тем, что отбор тяжелой и вязкой нефти производится через горизонтальный ствол добывающей скважины за счет вытеснения нефти оторочкой растворителя и закачки газа в пласт. Для повышения эффективности способа за счет многократного использования оторочки растворителя перед закачкой газа в призабойную зону подают растворитель, предварительно нагрев его до температуры выше критической, и до зоны отбора нефти проталкивают его газом, а в добывающей скважине размещают подогреватель, позволяющий нагреть растворитель до температуры выше критической, а отбор нефти, отделившейся от растворителя, осуществляют в пониженной по сравнению с подогревателем части добывающей скважины. This is achieved by the fact that the selection of heavy and viscous oil is carried out through the horizontal well of the producing well due to the displacement of oil by the rim of the solvent and injection of gas into the reservoir. To increase the efficiency of the method due to the repeated use of the rim of the solvent, a solvent is supplied to the bottomhole zone before the gas is injected, it is preheated to a temperature above the critical temperature and the gas is pushed to the oil extraction zone, and a heater is placed in the production well, which allows the solvent to be heated to a temperature above the critical level and the selection of oil separated from the solvent is carried out in a lower part of the production well compared to the heater.

Способ иллюстрируется чертежом. The method is illustrated in the drawing.

Способ осуществляется следующим образом. Производится разбуривание месторождения, определяются нижние и верхние зоны нефтесодержащей породы, изучаются физико-химические свойства нефтей, породы, воды. Для добычи нефти используются в основном скважины с горизонтальным хвостовиком (возможно наличие двух и более горизонтальных хвостовиков в одной скважине). Для переработки и транспорта нефти, газа, легких углеводородов (растворителя) строятся установки подготовки нефти, газа, компрессорные для закачки газа и насосные станции для растворителя. На основе изучения физических свойств нефтесодержащей породы определяются допустимые пределы изменения пластового давления, которые допускаются в пределах упругой деформации пласта, т. е. при снятии нагрузки (повышении или снижении пластового давления) в нефтесодержащей породе не должно оставаться остаточных деформаций. The method is as follows. The field is being drilled, the lower and upper zones of oil-bearing rock are determined, and the physicochemical properties of oils, rocks, and water are studied. For oil production, wells with a horizontal shank are mainly used (two or more horizontal shanks in one well are possible). For the processing and transport of oil, gas, light hydrocarbons (solvent), oil and gas treatment plants, gas compressor stations and solvent pumping stations are being built. Based on the study of the physical properties of the oil-bearing rock, the permissible limits of changes in reservoir pressure are determined, which are allowed within the elastic deformation of the formation, i.e., when the load is removed (increase or decrease in the reservoir pressure), no residual deformation should remain in the oil-containing rock.

Для поддержания пластового давления используется газ, имеющий тот же состав, что и газ залежи, преимущественно метан. В первоначальный период закачивают растворитель через добывающую скважину, подогрев его выше критической температуры в пластовых условиях, т. е. в газообразном состоянии. Подогрев может осуществляться двухступенчато - на поверхности земли и с помощью забойного подогревателя. Объем растворителя может достигать 10% порового объема пласта. До зоны отбора нефти растворитель проталкивается с помощью газа. To maintain reservoir pressure, a gas having the same composition as the gas of the reservoir, mainly methane, is used. In the initial period, the solvent is pumped through the production well, heating it above a critical temperature in reservoir conditions, i.e., in a gaseous state. Heating can be carried out in two stages - on the surface of the earth and with the help of a downhole heater. The volume of solvent can reach 10% of the pore volume of the formation. The solvent is pushed with gas to the oil recovery zone.

С целью сохранения оторочки растворителя в пласте производится подогрев добываемой нефти выше критической температуры растворителя с помощью забойного подогревателя. Это позволяет значительно сократить потери растворителя вместе с добываемой нефтью. В целях повторного использования тепла, уносимого горячей добываемой нефтью, осуществляется подогрев закачиваемого газа путем пропускания газа по межтрубному пространству добывающей скважины. Этим достигается экономия тепловой энергии на подогрев нефти в пласте. Одновременно также осуществляется циклическое изменение пластового давления, что позволяет создать и сохранить оторочку растворителя на границе раздела фаз нефть - газ, повысить равномерность охвата воздействием участков пласта с различной проницаемостью. In order to preserve the rim of the solvent in the reservoir, the produced oil is heated above the critical temperature of the solvent using a downhole heater. This can significantly reduce the loss of solvent along with the produced oil. In order to reuse the heat carried away by the hot produced oil, the injected gas is heated by passing gas through the annulus of the producing well. This saves thermal energy for heating oil in the reservoir. At the same time, a cyclic change in the reservoir pressure is carried out, which allows you to create and maintain a rim of the solvent at the oil-gas phase boundary, to increase the uniformity of coverage by the impact of the sections of the reservoir with different permeability.

Способ осуществляется следующим образом. В нижней части нефтенасыщенной зоны месторождения 1 пробуриваются скважины с горизонтальным хвостовиком. Скважина имеет обсадную колонну 2, насосно-компрессорные трубы 3, пакер 4, забойный подогреватель 5. Добыча нефти осуществляется по НКТ-3. Верхняя часть НКТ оборудуется теплоизоляционным покрытием. Закачка газа производится по межтрубному пространству скважины. Для исключения попадания газа непосредственно в пониженную часть скважины и горизонтальный участок обсадная колонна перфорируется в газовой области месторождения и отделяется пакером 4. Нефть в пласте подогревается с помощью забойного подогревателя 5. Подогрев с одной стороны способствует снижению вязкости добываемой нефти, с другой - сохраняет растворитель. В качестве растворителя используются легкие углеводороды от пропана до октана. The method is as follows. In the lower part of the oil-saturated zone of field 1, wells with a horizontal liner are drilled. The well has a casing 2, tubing 3, packer 4, downhole heater 5. Oil production is carried out according to the tubing-3. The upper part of the tubing is equipped with a heat-insulating coating. Gas is injected through the annulus of the well. To prevent gas from entering directly into the lower part of the well and the horizontal section, the casing is perforated in the gas region of the field and separated by packer 4. Oil in the formation is heated using the downhole heater 5. Heating, on the one hand, helps reduce the viscosity of the produced oil, and on the other, it keeps the solvent. As a solvent, light hydrocarbons from propane to octane are used.

Процесс добычи во время цикла изменения давления делим на период от максимального до минимального давления. Уравнения, используемые для расчета матбаланса в период от минимального до максимального, аналогичны таким же для первого периода, меняются только знаки в уравнении. Расчет ведется с использованием уравнений для нефтяных месторождений с режимом растворенного газа:
1. Период снижения давления.The production process during the cycle of pressure changes is divided by the period from maximum to minimum pressure. The equations used to calculate matbalance in the period from minimum to maximum are similar to those for the first period, only the signs in the equation change. The calculation is carried out using equations for oil fields with dissolved gas mode:
1. The period of pressure reduction.

1.1. Давление разработки выше давления насыщения. 1.1. Development pressure is higher than saturation pressure.

1.2. Давление разработки ниже давления насыщения. 1.2. Development pressure is below saturation pressure.

1.1. При таком давлении добыча происходит исключительно за счет упругости нефти, связанной воды и породы. 1.1. At this pressure, production occurs solely due to the elasticity of oil, bound water and rock.

ΔNg=

Figure 00000001
(Cнσн1+CВσВ+Cп) (1)
ΔGд= ΔNд(Sнк - Sнs). (2)
1.2. При таком давлении величиной упругости связанной воды и породы можно пренебречь, т. к. она обычно значительно меньше упругости свободного и выделяющегося из нефти газа. По уравнению газового фактора
Г= Sн+
Figure 00000002
Bн·γ
Figure 00000003
·
Figure 00000004
Figure 00000005
(3) определяется минимальное время полной сегрегации. Это время сопоставляется с предлагаемым сроком разработки месторождений, чтобы решить, какого вида кривые относительных проницаемостей следует принять для расчетов эксплуатационных характеристик.ΔN g =
Figure 00000001
(C n σ n1 + C V σ B + C p ) (1)
ΔG d = ΔN d (S nk - S ns ). (2)
1.2. At this pressure, the elasticity value of the bound water and rock can be neglected, since it is usually much less than the elasticity of the free gas released from oil. According to the gas factor equation
G = S n +
Figure 00000002
B n
Figure 00000003
·
Figure 00000004
Figure 00000005
(3) the minimum time for complete segregation is determined. This time is compared with the proposed field development time in order to decide what kind of relative permeability curves should be adopted for the calculation of operational characteristics.

Дифференциальное уравнение, описывающее процесс фильтрации при режиме растворенного газа с учетом влияния свойств нефти, газа и пород, получено Маскетом (1). Это уравнение имеет вид

Figure 00000006
1
Figure 00000007
Figure 00000008
·
Figure 00000009
+
Figure 00000010
1-σн-
Figure 00000011
·
Figure 00000012
+
Материальный баланс нефти:
ΔNg= V
Figure 00000013
Figure 00000014
- =
Figure 00000016
-
Figure 00000017
Figure 00000018

Материальный баланс газа:
ΔGg= V
Figure 00000019
-
Figure 00000020
-
Figure 00000021
-
Figure 00000022
+
Figure 00000023
-
Figure 00000024
= Гср.дΔNg
Кратко этот метод состоит в подборе давления и нефтенасыщенности на конец заданного интервала разработки залежи.The differential equation describing the filtration process under the dissolved gas regime, taking into account the influence of the properties of oil, gas and rocks, was obtained by Musket (1). This equation has the form
Figure 00000006
1
Figure 00000007
Figure 00000008
·
Figure 00000009
+
Figure 00000010
1-σ n -
Figure 00000011
·
Figure 00000012
+
Material balance of oil:
ΔN g = V
Figure 00000013
Figure 00000014
- =
Figure 00000016
-
Figure 00000017
Figure 00000018

Material balance of gas:
ΔG g = V
Figure 00000019
-
Figure 00000020
-
Figure 00000021
-
Figure 00000022
+
Figure 00000023
-
Figure 00000024
= G cf.d ΔN g
Briefly, this method consists in the selection of pressure and oil saturation at the end of a given interval of reservoir development.

Расчет дифференциальной добычи нефти представлен в таблице. The calculation of differential oil production is presented in the table.

Использование предлагаемого способа разработки залежи с тяжелой и вязкой нефтью с отбором нефти из горизонтального ствола добывающей скважины, вытеснения нефти оторочкой растворителя и закачкой газа в пласт и с многократным использованием оторочки растворителя с помощью подогревателя с подачей растворителя в зону отбора нефти в газообразном виде и с помощью газа позволяет поднять нефтеотдачу пласта. Using the proposed method for the development of deposits with heavy and viscous oil with the selection of oil from the horizontal well of the producing well, oil displacement by the rim of the solvent and injection of gas into the reservoir and with repeated use of the rim of the solvent using a heater with the supply of solvent in the gaseous form and using gas allows to increase oil recovery.

Claims (1)

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ С ТЯЖЕЛЫМИ И ВЯЗКИМИ НЕФТЯМИ, включающий отбор нефти через горизонтальный ствол добывающей скважины за счет вытеснения нефти оторочкой растворителя и закачку газа в пласт, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи пласта и эффективности способа воздействия за счет многократного использования оторочки растворителя, перед закачкой газа в призабойную зону подают нагретый до температуры выше критической растворитель, а до зоны отбора нефти растворитель проталкивают газом, в зоне отбора размещают нагревательное устройство, позволяющее нагреть растворитель до температуры выше критической. METHOD FOR DEVELOPING A DEPOSIT WITH HEAVY AND VISCOUS OILS, including the selection of oil through a horizontal wellbore of a producing well due to the displacement of oil by the rim of the solvent and the injection of gas into the formation, characterized in that, in order to increase oil recovery and the effectiveness of the impact method by reusing the rim of the solvent, Before injecting gas, a critical solvent heated to a temperature above the critical temperature is supplied to the bottomhole zone, and the solvent is pushed with gas to the oil extraction zone, and the atelnoe device allowing to heat the solvent to a temperature above the critical.
SU4948703 1991-05-07 1991-05-07 Method for development of fields with heavy and viscous oils RU2012786C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU4948703 RU2012786C1 (en) 1991-05-07 1991-05-07 Method for development of fields with heavy and viscous oils

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU4948703 RU2012786C1 (en) 1991-05-07 1991-05-07 Method for development of fields with heavy and viscous oils

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2012786C1 true RU2012786C1 (en) 1994-05-15

Family

ID=21580955

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU4948703 RU2012786C1 (en) 1991-05-07 1991-05-07 Method for development of fields with heavy and viscous oils

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2012786C1 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2587655C1 (en) * 2015-06-22 2016-06-20 Владимир Георгиевич Кирячек Device for separation of individual sections of well shaft
RU2588021C1 (en) * 2015-06-22 2016-06-27 Владимир Георгиевич Кирячек Device for separation of individual sections of well shaft
RU2590171C1 (en) * 2015-07-14 2016-07-10 Владимир Георгиевич Кирячёк Packer

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2587655C1 (en) * 2015-06-22 2016-06-20 Владимир Георгиевич Кирячек Device for separation of individual sections of well shaft
RU2588021C1 (en) * 2015-06-22 2016-06-27 Владимир Георгиевич Кирячек Device for separation of individual sections of well shaft
RU2590171C1 (en) * 2015-07-14 2016-07-10 Владимир Георгиевич Кирячёк Packer

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2046107C (en) Laterally and vertically staggered horizontal well hydrocarbon recovery method
CA2243105C (en) Vapour extraction of hydrocarbon deposits
CA2342955C (en) Liquid addition to steam for enhancing recovery of cyclic steam stimulation or laser-css
US2859818A (en) Method of recovering petroleum
US3554285A (en) Production and upgrading of heavy viscous oils
US5407009A (en) Process and apparatus for the recovery of hydrocarbons from a hydrocarbon deposit
US4085803A (en) Method for oil recovery using a horizontal well with indirect heating
US4565249A (en) Heavy oil recovery process using cyclic carbon dioxide steam stimulation
US5803171A (en) Modified continuous drive drainage process
US10989028B2 (en) Steam foam methods for steam-assisted gravity drainage
US5141054A (en) Limited entry steam heating method for uniform heat distribution
RU2344280C1 (en) Method of high-viscosity oils and bitumens pools development by straight-horizontal wells
US10550681B2 (en) Bottom-up gravity-assisted pressure drive
US3847219A (en) Producing oil from tar sand
US8356665B2 (en) Method for recovering heavy/viscous oils from a subterranean formation
US4042029A (en) Carbon-dioxide-assisted production from extensively fractured reservoirs
US4034812A (en) Method for recovering viscous petroleum from unconsolidated mineral formations
US8770289B2 (en) Method and system for lifting fluids from a reservoir
US4130163A (en) Method for recovering viscous hydrocarbons utilizing heated fluids
US2876838A (en) Secondary recovery process
CA1140043A (en) Solvent convection technique for recovering viscous petroleum
Nasr et al. The use of flue gas with steam in bitumen recovery from oil sands
US9291042B2 (en) Water injection method for assisting in recovery of heavy oil
US4552216A (en) Method of producing a stratified viscous oil reservoir
US3118499A (en) Secondary recovery procedure