RU2163292C2 - Method of development of high-viscosity and heavy oil deposits - Google Patents
Method of development of high-viscosity and heavy oil deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2163292C2 RU2163292C2 RU98122953A RU98122953A RU2163292C2 RU 2163292 C2 RU2163292 C2 RU 2163292C2 RU 98122953 A RU98122953 A RU 98122953A RU 98122953 A RU98122953 A RU 98122953A RU 2163292 C2 RU2163292 C2 RU 2163292C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- well
- water
- rdn
- injection
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке месторождений высоковязких и тяжелых нефтей. The invention relates to the oil industry, namely to the development of deposits of highly viscous and heavy oils.
Сложность разработки состоит в их низкой нефтеотдаче и малых дебитах добывающих скважин. The complexity of the development lies in their low oil recovery and low production rates of production wells.
Известен способ разработки таких месторождений, основанный на тепловом воздействии на нефтенасыщенные пласты вытеснением нефти из пласта теплоносителями (1). A known method of developing such deposits, based on the thermal effect on oil-saturated reservoirs by displacing oil from the reservoir with coolants (1).
С увеличением температуры резко снижается вязкость нефти в связи с чем повышается нефтеотдача, увеличиваются дебиты скважин и темпы разработки залежей. Прогрев нефтесодержащих пород обеспечивает лучший отмыв нефти от скелета коллектора, а также рост интенсивности капиллярной пропитки малопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта. Легкие фракции нефти при нагреве испаряются, а при последующем охлаждении и конденсации образуют оторочки маловязкого углеводородного растворителя, увеличивающие эффективность вытеснения высоковязкой нефти. With increasing temperature, the viscosity of oil sharply decreases, and therefore oil recovery increases, well production rates and the rate of reservoir development increase. The warming of oil-bearing rocks provides the best washing of oil from the skeleton of the reservoir, as well as an increase in the intensity of capillary impregnation of low-permeable oil-saturated zones of the reservoir. Light fractions of oil evaporate during heating, and upon subsequent cooling and condensation form rims of a low-viscosity hydrocarbon solvent, increasing the efficiency of displacement of high-viscosity oil.
Недостатками этого способа являются его дороговизна из-за высоких энергозатрат на прогрев нефтенасыщенных пластов со стороны нагнетательных скважин и низкая нефтеотдача из-за высокой подвижности пара и прорывов пара и водного конденсата в добывающие скважины в первую очередь через высокопроницаемые пропластки, что резко снижает эффективность прогрева и подключения в разработку малопроницаемых участков пласта. The disadvantages of this method are its high cost due to the high energy consumption for heating oil-saturated formations from the injection wells and low oil recovery due to the high mobility of steam and breakthroughs of steam and water condensate into production wells primarily through highly permeable layers, which dramatically reduces the efficiency of heating and connection to the development of low-permeable sections of the reservoir.
Известен способ добычи высоковязкой нефти, включающий периодическую закачку пара в добывающие скважины, добычу нефти и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. В качестве вытесняющего агента используют холодную воду, причем закачку холодной воды ведут в период закачки пара в добывающие скважины, а в период отбора нефти из добывающих скважин закачку холодной воды в нагнетательные скважины прекращают. Для повышения нефтеотдачи неоднородных пластов высоковязких нефтей с низким пластовым давлением закачку холодной воды через нагнетательные скважины ведут постоянно (2). A known method of producing highly viscous oil, including periodic injection of steam into production wells, oil production and injection of a displacing agent into injection wells. Cold water is used as a displacing agent, and cold water is injected during the period of steam injection into production wells, and during the period of oil extraction from production wells, cold water is injected into injection wells. To increase oil recovery in heterogeneous formations of highly viscous oils with low reservoir pressure, cold water is continuously pumped through injection wells (2).
Недостатком способа является низкая конечная нефтеотдача залежи, на которой он применяется. Из-за высокой подвижности закачиваемого вытесняющего агента, холодной воды, в неоднородных по проницаемости пластах вместо выравнивания фронта вытеснения высоковязкой нефти через высокопроницаемые участки пласта имеют место прорывы нагнетаемой воды в добывающие скважины и непроизводительный расход тепла на нагрев холодной воды в пластовых условиях. The disadvantage of this method is the low final oil recovery of the reservoir on which it is used. Due to the high mobility of the injected displacing agent, cold water, in heterogeneous permeability formations, instead of leveling the front of the displacement of highly viscous oil through highly permeable sections of the formation, there are breakthroughs of injected water into production wells and unproductive heat consumption for heating cold water in reservoir conditions.
Известен способ разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей путем последовательной (циклической) закачки в пласт через одноствольные или многоствольные вертикальные, наклонные или горизонтальные добывающие скважины определенного количества теплоносителя (водяного пара, парогазовой смеси, горячей воды), выдержку скважин в закрытом состоянии определенное время и извлечение из скважины пластовых флюидов вместе с водным конденсатом и растворенными и не растворенными в них 1 газообразными компонентами. После снижения дебита скважин (по нефти) до экономически неприемлемой величины, производят новый цикл закачки в пласт определенного количества теплоносителя, скважины закрывают на прогревание пласта и, после определенного времени выдерживания, вновь пускают в эксплуатацию (3). A known method of developing deposits of highly viscous and heavy oils by sequential (cyclic) injection into the formation through single-barrel or multi-barrel vertical, inclined or horizontal production wells of a certain amount of coolant (water vapor, vapor-gas mixture, hot water), holding the wells in a closed state for a certain time and recovery from the well of formation fluids together with water condensate and 1 gaseous components dissolved and not dissolved in them. After reducing the flow rate of the wells (oil) to an economically unacceptable value, a new injection cycle is carried out for a certain amount of coolant, the wells are closed for heating the formation and, after a certain holding time, they are put back into operation (3).
Недостатком таких циклических способов добычи высоковязких и тяжелых нефтей является снижение эффективности нефтеотдачи пласта от цикла к циклу. Это объясняется тем обстоятельством, что с наращиванием циклических закачек теплоносителя, например пара, из-за высокой степени отмыва нефти из продуктивных пород, прилегающих к призабойной зоне скважины, резко возрастает их гидрофильность. Как следствие, такие близко расположенные к забою скважины гидрофильные участки пласта, насыщенные водным конденсатом, при пуске скважины в эксплуатацию становятся хорошо проницаемыми для воды и слабо или практически полностью непроницаемыми для нефти. Это и приводит к резкому повышению обводненности добываемой продукции скважин нефти после проведения 3-4-х циклов паротеплового воздействия на пласт. The disadvantage of such cyclic methods for the production of highly viscous and heavy oils is a decrease in the efficiency of oil recovery from cycle to cycle. This is due to the fact that with the increase in cyclic pumping of a coolant, for example steam, due to the high degree of washing out of oil from productive rocks adjacent to the bottom-hole zone of the well, their hydrophilicity sharply increases. As a result, such hydrophilic sections of the formation that are close to the bottom of the well and are saturated with water condensate, when the well is put into operation, become well permeable to water and weakly or almost completely impermeable to oil. This leads to a sharp increase in the water cut of the produced products of oil wells after 3-4 cycles of steam and thermal treatment of the formation.
Известен способ селективной изоляции притока воды в скважину, основанный на закачке в пласт 25-35%-ного раствора нефтяного битума в пиридине в объеме приблизительно равным 20% поровым объемом модели пласта (4). Показано, что при обработке данным раствором водонасыщенной (гидрофильной) модели пласта его водопроницаемость снижается в 20-49 раз. При обработке указанным битумным раствором модели пласта, насыщенного нефтью, проницаемость нефти через данный пласт не только не уменьшилась, а наоборот, повысилась в 1,1-2,6 раза. There is a method of selectively isolating the influx of water into a well, based on injecting a 25-35% solution of oil bitumen in pyridine into the formation in a volume of approximately equal to 20% of the pore volume of the formation model (4). It is shown that when this solution is treated with a water-saturated (hydrophilic) reservoir model, its water permeability decreases by 20-49 times. When processing a model of a reservoir saturated with oil with the specified bituminous solution, the permeability of oil through this reservoir not only did not decrease, but, on the contrary, increased 1.1-2.6 times.
Недостаток данного способа - высокие токсичные свойства и резкий, неприятный запах пиридина (предельно допустимая концентрация (ПДК) в воздухе рабочей зоны - 5 мг/м3). Кроме того, высокая стоимость пиридина, большие объема закачки и необходимость применения специального оборудования для приготовления из твердого битума концентрированных (25-35%-ных) пиридиновых растворов, также являются недостатками данного способа.The disadvantage of this method is its high toxic properties and a sharp, unpleasant odor of pyridine (maximum permissible concentration (MPC) in the air of the working area is 5 mg / m 3 ). In addition, the high cost of pyridine, large injection volumes and the need to use special equipment for the preparation of concentrated (25-35%) pyridine solutions from solid bitumen are also disadvantages of this method.
Наиболее близким аналогом изобретения является способ разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей, включающий последовательную закачку в скважину теплоносителя, определенного объема термостабильной эмульсионно- дисперсной системы прямого типа, обладающей поверхностно-активными свойствами, и извлечение из скважины нефти (5). The closest analogue of the invention is a method for developing highly viscous and heavy oil fields, which includes the sequential injection into the well of a coolant, a certain volume of a direct-type thermostable emulsion-disperse system with surface-active properties, and oil recovery from the well (5).
Недостаток данного способа - низкая его эффективность из-за низких эксплуатационных свойств применяемой эмульсии. The disadvantage of this method is its low efficiency due to the low operational properties of the emulsion used.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности нефтеотдачи пласта при разработке месторождений высоковязких и тяжелых нефтей одной скважиной при циклическом и последовательном воздействии на призабойную зону пласта теплоносителем. The technical result of the invention is to increase the efficiency of oil recovery in the development of highly viscous and heavy oil fields in one well with cyclic and sequential exposure of the bottomhole formation zone with a coolant.
Необходимый технический результат достигается тем, что по способу разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей, включающему последовательную закачку в скважину теплоносителя, определенного объема термостабильной эмульсионно-дисперсной системы прямого типа, обладающей поверхностно-активными свойствами, и извлечение из скважины нефти, согласно изобретению после закачки расчетного количества теплоносителя скважину выдерживают определенное время в закрытом состоянии, а в качестве термостабильной эмульсионно-дисперсной системы прямого типа применяют систему реагента РДН, самопроизвольно образующуюся при концентрации РДН 2,5-10,0 мас.% в пресной или пластовой воде. The required technical result is achieved by the fact that according to the method of developing high-viscosity and heavy oil fields, which includes the sequential injection into the well of a coolant, a certain volume of a thermostable emulsion-disperse system of direct type having surface-active properties, and the extraction of oil from the well, according to the invention, after the calculated the amount of coolant the well can withstand a certain time in the closed state, and as a thermostable emulsion-dispersed system direct-type systems use an RDN reagent system, which spontaneously forms at a concentration of RDN of 2.5–10.0 wt% in fresh or produced water.
Реагент РДН (ТУ 2458-001-2166-006-97) представляет собой состав, состоящий из неионогенного, хорошо растворимого в воде поверхностно-активного вещества (НПАВ), например продукта оксиэтилирования алкилфенолов (неонол АФ 9-12), концентрата полярных, высокомолекулярных асфальто-смолистых и порфириновых компонентов (АСПК) нефти и ароматического углеводородного (или галопроизводного) растворителя в котором эффективно растворяются как НПАВ, так и АСПК. Реагент РДН по таким свойствам, как низкое межфазное натяжение на границе с водой и способности к самопроизвольному образованию в воде микроэмульсии прямого типа, высоким нефтеотмывающим свойствам аналогичен известным мицеллярным растворам или так называемым "растворимым" нефтям, применяемым при добыче нефти. В то же время, реагент РДН образует в воде более устойчивую (кинетически и агрегативно) микроэмульсии типа "нефть в воде" а, в результате преимущественной адсорбции на породе пласта молекул АСПК и замедленной адсорбции молекул НПАВ обладает, наряду с высокими нефтевытесняющими свойствами, что свойственно и мицеллярным растворам, способностью к гидрофобизации участков пласта после вытеснения из них нефти. В то же время, при вытеснении из пласта нефти оторочкой мицеллярного раствора, пласт приобретает преимущественно гидрофильные свойства, т.е. обладает лучшей фазовой проницаемостью по отношению к воде, чем к нефти. The RDN reagent (TU 2458-001-2166-006-97) is a composition consisting of a nonionic, water-soluble surface-active substance (nonionic surfactant), for example, the product of the hydroxyethylation of alkyl phenols (neonol AF 9-12), a polar, high molecular weight concentrate asphalt-resinous and porphyrin components (ASPK) of oil and aromatic hydrocarbon (or haloform) solvent in which both nonionic surfactants and ASPK effectively dissolve. According to properties such as low interfacial tension at the water border and the ability to spontaneously form direct microemulsions in water, high oil laundering properties are similar to the well-known micellar solutions or the so-called "soluble" oils used in oil production. At the same time, the RDN reagent forms more stable (kinetically and aggregatively) oil-in-water microemulsions in water, and, as a result of the predominant adsorption of ASPK molecules on the formation rock and the delayed adsorption of nonionic surfactant molecules, it possesses, along with high oil-displacing properties, which is characteristic and micellar solutions, the ability to hydrophobize areas of the reservoir after oil is displaced from them. At the same time, when oil is displaced from the reservoir by the rim of the micellar solution, the reservoir acquires primarily hydrophilic properties, i.e. has a better phase permeability with respect to water than to oil.
Необходимый объем водной эмульсионно-дисперсной системы (ВЭДС), закачиваемой в скважину после каждого цикла тепловой обработки добывающей скважины, определяют по аналогии со сложившейся практикой закачки химреагентов при обработке призабойной зоны пласта (ОПЗ), т. е. по изменению (повышению) давления нагнетания, которое не должно превышать давление нагнетания закачиваемого агента, в данном случае теплоносителя, более чем на 50%. The required volume of the water emulsion dispersion system (FEA) injected into the well after each heat treatment cycle of the producing well is determined by analogy with the established practice of chemical reagents injection during the treatment of the bottom-hole formation zone (BHP), i.e., by changing (increasing) the injection pressure , which should not exceed the discharge pressure of the injected agent, in this case, the coolant, more than 50%.
Эффективность данного способа оценивают по изменению фазовой проницаемости пласта в отношении нефти и воды. Исследования проводили в лабораторных условиях при температуре +100oC и давлении 2 атм, по изменению скорости фильтрации тяжелой нефти (плотность -940 кг/м3 вязкость - 70 МПа·с, при +50oC) и воды через искусственные модели пласта проницаемостью 2,0 дарси, предварительно насыщенных тяжелой нефтью, до и после обработки их паром без гидрофобизации и после гидрофобизации, т.е. закачки предлагаемой ВЭДС - водной эмульсионно-дисперсной системы с различной концентрацией реагента РДН. Результаты исследований представлены в таблице.The effectiveness of this method is evaluated by changing the phase permeability of the formation in relation to oil and water. The studies were carried out in laboratory conditions at a temperature of +100 o C and a pressure of 2 atm, by changing the filtration rate of heavy oil (density -940 kg / m 3 viscosity - 70 MPa · s, at +50 o C) and water through reservoir permeability models 2.0 Darcy, pre-saturated with heavy oil, before and after treating them with steam without hydrophobization and after hydrophobization, i.e. injection of the proposed FEA - an aqueous emulsion-dispersed system with different concentrations of the RDN reagent. The research results are presented in the table.
Как следует из данных таблицы, при вышеуказанных условиях фильтрации во всех опытах насыщенные высоковязкой нефтью модели пласта оказались непроницаемыми для вода (скорость фильтрации равна нулю) и проницаемые для нефти (объемная скорость фильтрации во всех опытах практически постоянная и колебалась в пределах 15-17 мл/мпн. As follows from the data in the table, under the aforementioned filtration conditions in all experiments, reservoir models saturated with high-viscosity oil turned out to be impermeable to water (the filtration rate is zero) and permeable to oil (the volumetric filtration rate in all experiments was almost constant and ranged from 15-17 ml / mpn
После паротепловой обработки (отмывки) нефтенасыщенных кернов от нефти (контроль - отсутствие следов нефти в водном конденсате), объемная скорость фильтрации воды через промытые керны во всех опытах возросла практически до постоянной величины, равной 50-55 мл/мин, в то время как скорость фильтрации нефти снизилась примерно в 5 раз и составила величину порядка 2-3 мл/мин. After heat and steam treatment (washing) of oil-saturated cores from oil (control - no traces of oil in the water condensate), the volumetric rate of water filtration through washed cores in all experiments increased almost to a constant value of 50-55 ml / min, while oil filtration decreased by about 5 times and amounted to about 2-3 ml / min.
Гидрофобизация отмытых паром нефтенасыщенных кернов (см. вертикальные графы 7 и 8) водной эмульсионно-дисперсной системой (ВЭДС) с разной концентрацией в системе реагента РДН-1 показала, что после такой обработки существенно (в 2-2,5 раза) снижается скорость фильтрации воды и наоборот, в 5-8 раз повышается скорость фильтрации нефтяной фазы. Причем заметное (в 3-4 раза) повышение скорости фильтрации нефти начинает прослеживаться при концентрации РДН-1 в системе 2,5 мас.% и выше (опыт 5-6) и достигает максимума при концентрации 10,0 мас.% (опыт 7). Дальнейшее наращивание концентрации РДН -1 в эмульсионно-дисперсной системе практически не сказывается на повышении ее гидрофобных свойств (опыты, 8-9). The hydrophobization of steam-washed oil-saturated cores (see
Источники информации
1. СУРГУЧЕВ М.Л., и др. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, с.25.Sources of information
1. SURGUCHEV ML, et al. Secondary and tertiary methods of increasing oil recovery. - M .: Nedra, 1985, p. 25.
2. RU 20009313 C1, 15.03.1994. 2. RU 20009313 C1, 03.15.1994.
3. SU 1800007 A1, 07.03.1993. 3. SU 1800007 A1, 03/07/1993.
4. SU 1770553 A1, 23.10.1992. 4.SU 1770553 A1, 10.23.1992.
5. US 3802508A, 09.04.1974. 5. US 3802508A, 04/09/1974.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98122953A RU2163292C2 (en) | 1998-12-21 | 1998-12-21 | Method of development of high-viscosity and heavy oil deposits |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98122953A RU2163292C2 (en) | 1998-12-21 | 1998-12-21 | Method of development of high-viscosity and heavy oil deposits |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU98122953A RU98122953A (en) | 2000-09-27 |
| RU2163292C2 true RU2163292C2 (en) | 2001-02-20 |
Family
ID=20213643
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98122953A RU2163292C2 (en) | 1998-12-21 | 1998-12-21 | Method of development of high-viscosity and heavy oil deposits |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2163292C2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2501941C2 (en) * | 2012-02-27 | 2013-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
| RU2548266C2 (en) * | 2009-10-20 | 2015-04-20 | Эни С.П.А. | Method of heavy oil extraction from underground field |
| RU2588232C1 (en) * | 2015-06-23 | 2016-06-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть им.В.Д.Шашина) | Method of developing high-viscosity oil field |
| RU2741644C1 (en) * | 2020-06-16 | 2021-01-28 | Прифолио Инвестментс Лимитед | Method of development of hard-to-recover hydrocarbon deposits |
-
1998
- 1998-12-21 RU RU98122953A patent/RU2163292C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2548266C2 (en) * | 2009-10-20 | 2015-04-20 | Эни С.П.А. | Method of heavy oil extraction from underground field |
| RU2501941C2 (en) * | 2012-02-27 | 2013-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
| RU2588232C1 (en) * | 2015-06-23 | 2016-06-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть им.В.Д.Шашина) | Method of developing high-viscosity oil field |
| RU2741644C1 (en) * | 2020-06-16 | 2021-01-28 | Прифолио Инвестментс Лимитед | Method of development of hard-to-recover hydrocarbon deposits |
| RU2801030C2 (en) * | 2020-08-19 | 2023-08-01 | Олег Васильевич Коломийченко | Method for developing deposits of hard-to-recover hydrocarbons |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4697642A (en) | Gravity stabilized thermal miscible displacement process | |
| US4175618A (en) | High vertical and horizontal conformance thermal oil recovery process | |
| US8183182B2 (en) | Composition of microemulsion and method for advanced recovery of heavy oil | |
| US4532993A (en) | Selective steam foam soak oil recovery process | |
| US3866680A (en) | Miscible flood process | |
| US4607695A (en) | High sweep efficiency steam drive oil recovery method | |
| Almalik et al. | Effects of alkaline flooding on the recovery of Safaniya crude oil of Saudi Arabia | |
| US10385259B2 (en) | Method for removing bitumen to enhance formation permeability | |
| Hao et al. | N 2-foam-assisted CO 2 huff-n-puff process for enhanced oil recovery in a heterogeneous edge-water reservoir: experiments and pilot tests | |
| RU2163292C2 (en) | Method of development of high-viscosity and heavy oil deposits | |
| US4184549A (en) | High conformance oil recovery process | |
| GB2237309A (en) | Method for using foams to improve alkaline flooding oil recovery | |
| US4159037A (en) | High conformance oil recovery process | |
| US4192382A (en) | High conformance enhanced oil recovery process | |
| Alam et al. | Mobility control of caustic flood | |
| RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
| SU853092A1 (en) | Well-starting method | |
| US4194563A (en) | High conformance enhanced oil recovery process | |
| US4161983A (en) | High conformance oil recovery process | |
| RU2307240C1 (en) | Method for oil field development | |
| RU2144135C1 (en) | Method increasing productivity of oil well | |
| US4161218A (en) | High conformance enhanced oil recovery process | |
| RU2187634C2 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand-argillaceous reservoirs of jurassic deposits of latitudinal of region | |
| RU2120030C1 (en) | Method of action on face zone of oil pool or on oil pool | |
| RU2060374C1 (en) | Method for developing nonuniform oil deposit with flooding |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091222 |