RU2194849C1 - Method of developing nonuniform oil formation - Google Patents
Method of developing nonuniform oil formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2194849C1 RU2194849C1 RU2001125037A RU2001125037A RU2194849C1 RU 2194849 C1 RU2194849 C1 RU 2194849C1 RU 2001125037 A RU2001125037 A RU 2001125037A RU 2001125037 A RU2001125037 A RU 2001125037A RU 2194849 C1 RU2194849 C1 RU 2194849C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- culture
- microorganisms
- producing wells
- pressure
- Prior art date
Links
Landscapes
- Micro-Organisms Or Cultivation Processes Thereof (AREA)
- Preparation Of Compounds By Using Micro-Organisms (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим и гидродинамическим способам повышения нефтеотдачи пластов. The invention relates to the field of oil industry, in particular to microbiological and hydrodynamic methods of enhancing oil recovery.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта путем циклического заводнения (см. книгу И.И. Шарбатовой, М.Л. Сургучева "Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты". М., Недра, 1988). There is a method of developing a heterogeneous oil reservoir by cyclic flooding (see the book by I. I. Sharbatova, ML Surgucheva "Cyclic impact on heterogeneous oil reservoirs. M., Nedra, 1988).
Однако способ недостаточно эффективен вследствие низких нефтевытесняющих свойств воды и трудности в управлении охватом пласта при реализации этого способа. However, the method is not effective enough due to the low oil displacing properties of water and the difficulty in managing the coverage of the formation when implementing this method.
Наиболее близким к предлагаемому способу является способ разработки неоднородного нефтяного пласта (см. пат. Ru 2060371, Е 21 В 43/20, C 12 N 1/26 от 15.10.91). Closest to the proposed method is a method of developing a heterogeneous oil reservoir (see US Pat. Ru 2060371, E 21 B 43/20, C 12 N 1/26 from 10/15/91).
Сущность изобретения заключается в сочетании циклического заводнения и микробиологического воздействия (МБВ). Нефтяной пласт, разбуренный, как минимум, одной нагнетательной и несколькими добывающими скважинами, разрабатывается путем чередования периодов повышения давления вследствие нагнетания воды в нагнетательную скважину при остановленных добывающих скважинах и периодов снижения давления вследствие отбора жидкости из добывающих скважин при остановленной нагнетательной скважине. В период повышения давления в нагнетательную скважину закачивают культуру микроорганизмов в растворе питательных веществ таким образом, чтобы окончание закачки совпало с окончанием периода повышения давления, т.е. с остановкой нагнетательной скважины. После этого наступает период снижения давления, в течение которого происходит адаптация внесенных микроорганизмов к пластовым условиям. Остановка нагнетательной скважины, необходимая для развития микроорганизмов, предусмотрена в циклическом заводнении. The essence of the invention lies in the combination of cyclic flooding and microbiological effects (BIE). An oil reservoir drilled by at least one injection and several production wells is developed by alternating periods of pressure increase due to injection of water into the injection well when production wells are stopped and periods of pressure decrease due to fluid withdrawal from production wells when the injection well is stopped. During the period of pressure increase, a culture of microorganisms in the nutrient solution is pumped into the injection well so that the end of the injection coincides with the end of the period of pressure increase, i.e. with a shutdown of the injection well. After this, a period of pressure reduction begins, during which the introduced microorganisms adapt to the reservoir conditions. The shutdown of the injection well, necessary for the development of microorganisms, is foreseen in cyclic flooding.
Недостатком способа является недостаточно высокая эффективность, обусловленная тем, что микробиологическому воздействию подвергаются только нагнетательные скважины, тогда как микробиологическая обработка призабойной зоны добывающих скважин с учетом стадии циклического воздействия позволила бы существенно повысить эффективность способа. The disadvantage of this method is not sufficiently high efficiency, due to the fact that only injection wells are exposed to microbiological effects, while microbiological treatment of the bottom-hole zone of production wells, taking into account the stage of cyclic exposure, would significantly increase the efficiency of the method.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности разработки неоднородного нефтяного пласта. An object of the invention is to increase the efficiency of developing a heterogeneous oil reservoir.
Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки неоднородного нефтяного пласта, разбуренного, как минимум, одной нагнетательной и несколькими добывающими скважинами, путем чередования периодов повышения давления вследствие нагнетания воды в нагнетательную скважину при остановленных добывающих скважинах и периодов снижения давления вследствие отбора жидкости из добывающих скважин при остановленной нагнетательной скважине, включающий закачку культуры микроорганизмов в растворе питательных веществ в нагнетательную скважину в период повышения давления таким образом, чтобы окончание закачки совпало с окончанием периода повышения давления, закачку культуры микроорганизмов в растворе питательных веществ производят не только в нагнетательные, но и в реагирующие добывающие скважины, при этом закачку культуры микроорганизмов в растворе питательных веществ в реагирующие добывающие скважины осуществляют таким образом, чтобы начало закачки совпало с окончанием периода снижения давления, т.е. с началом остановки добывающих скважин, а после окончания закачки до начала работы добывающих скважин оставалось не менее 3-5 дней. This object is achieved in that in a method for developing a heterogeneous oil formation drilled with at least one injection and several production wells, by alternating periods of increasing pressure due to injection of water into the injection well when production wells are stopped and periods of pressure reduction due to fluid withdrawal from production wells when the injection well is stopped, including the injection of a culture of microorganisms in a nutrient solution into the injection with it is important during the period of increasing pressure so that the end of the injection coincides with the end of the period of increasing pressure, the culture of microorganisms in the nutrient solution is injected not only into the injection wells, but also into the reacting production wells, while the culture of microorganisms in the nutrient solution is injected into the reacting production wells wells are carried out in such a way that the start of injection coincides with the end of the period of pressure reduction, i.e. at the beginning of the shutdown of production wells, and after completion of the injection, at least 3-5 days remained before the start of operation of production wells.
Другим отличием способа является то, что для высокотемпературного нефтяного пласта в нагнетательную скважину закачивают культуру мезофильных, а в добывающую - культуру термофильных микроорганизмов. Another difference of the method is that for a high-temperature oil reservoir, a mesophilic culture is pumped into the injection well, and a culture of thermophilic microorganisms is pumped into the production well.
Предлагаемый способ, в отличие от прототипа, предполагает микробиологическую обработку продуктивного пласта не только со стороны нагнетательной скважины, но и со стороны добывающих скважин. При этом, как в прототипе, также учитывается стадия циклического заводнения. Но если в прототипе закачку культуры микроорганизмов в нагнетательную скважину производят в период повышения давления нагнетания воды таким образом, чтобы окончание закачки совпало с окончанием периода повышения давления, т.е. с остановкой нагнетательной скважины, то в предлагаемом способе культуру микроорганизмов в растворе питательных веществ закачивают в призабойную зону добывающих скважин таким образом, чтобы начало закачки совпало с окончанием периода снижения давления, т.е. с началом остановки добывающих скважин, а после окончания закачки до окончания периода повышения давления, т.е. до начала работы добывающих скважин, оставалось не менее 3-5 дней. Этого времени вполне достаточно для полного развития микроорганизмов. The proposed method, in contrast to the prototype, involves microbiological treatment of the reservoir, not only from the side of the injection well, but also from the producing wells. In this case, as in the prototype, also takes into account the stage of cyclic flooding. But if in the prototype the microorganism culture is injected into the injection well during the period of increasing the pressure of water injection so that the end of the injection coincides with the end of the period of increasing pressure, i.e. with the shutdown of the injection well, in the proposed method, the culture of microorganisms in the nutrient solution is pumped into the bottom-hole zone of the producing wells so that the start of injection coincides with the end of the pressure reduction period, i.e. with the beginning of the shutdown of production wells, and after completion of the injection until the end of the period of pressure increase, i.e. before the start of production wells, there were at least 3-5 days. This time is enough for the complete development of microorganisms.
Таким образом, предлагаемая последовательность действий позволяет, используя технологические параметры циклического заводнения, с максимальной выгодой применять их для микробиологического воздействия на пласт, т.е. такое совмещение двух известных способов дает новый, сверхсуммарный эффект. Thus, the proposed sequence of actions allows, using the technological parameters of cyclic flooding, with maximum benefit to use them for microbiological impact on the reservoir, i.e. such a combination of two known methods gives a new, super-total effect.
В предлагаемом способе важно также и то, что микробиологической обработке подвергают не любые добывающие скважины, а лишь реагирующие на циклическое воздействие (выявляемые обычными гидродинамическими исследованиями). Это позволяет целенаправленно и экономно использовать культуру микроорганизмов. In the proposed method, it is also important that the microbiological treatment is not subjected to any producing wells, but only responding to cyclic effects (detected by conventional hydrodynamic studies). This allows you to purposefully and economically use the culture of microorganisms.
Предлагаемый способ предусматривает вариант разработки высокотемпературного пласта, а именно: для микробиологической обработки добывающей скважины используют культуру термофильных микроорганизмов, размножающихся в условиях высоких температур. При этом, учитывая, что призабойная зона нагнетательной скважины даже в случае высокотемпературного пласта достаточно охлаждена в результате длительной закачки поверхностной воды, для ее обработки используют культуру мезофильных микроорганизмов, способных развиваться при температурах от 10 до 50oС.The proposed method provides an option for developing a high-temperature formation, namely: for microbiological treatment of a producing well, a culture of thermophilic microorganisms propagating under high temperatures is used. Moreover, given that the bottomhole zone of the injection well, even in the case of a high-temperature formation, is sufficiently cooled as a result of prolonged injection of surface water, a culture of mesophilic microorganisms capable of developing at temperatures from 10 to 50 o C. is used for its treatment.
Таким образом, заявляемый способ соответствует критериям "изобретательский уровень" и "новизна". Thus, the claimed method meets the criteria of "inventive step" and "novelty."
В промысловых условиях способ осуществляют следующим образом. In field conditions, the method is as follows.
Участок нефтяного пласта разбурен как минимум одной нагнетательной и несколькими добывающими скважинами и разрабатывается путем чередования периодов повышения путем нагнетания воды в нагнетательную скважину при остановленных добывающих скважинах и периодов снижения давления путем отбора жидкости из добывающих скважин при остановленной нагнетательной скважине. При этом циклическое воздействие на участок совмещают с микробиологическим воздействием. Для этого на участке нефтяного пласта проводят комплекс исследований с целью выявления геофизических характеристик участка, реагирующих добывающих скважин, определения объемов аэробной и анаэробной частей призабойной зоны нагнетательной и реагирующих добывающих скважин, температуры пласта и т.д. Исходя из полученных данных, выбирают культуру микроорганизмов для нагнетательной и реагирующих добывающих скважин и, в соответствии с приемистостью скважин, рассчитывают объемы оторочек микроорганизмов таким образом, чтобы их закачка в нагнетательную скважину заканчивалась ровно к моменту ее остановки, а после закачки в остановленные добывающие скважины оставалось не менее 3-5 дней до начала их работы, чтобы внесенные микроорганизмы оптимально развивались. A section of the oil reservoir is drilled by at least one injection and several production wells and is developed by alternating periods of increase by injecting water into the injection well when the production wells are stopped and periods of pressure reduction by taking fluid from the production wells when the injection well is stopped. In this case, the cyclic effect on the site is combined with the microbiological effect. To do this, a set of studies is carried out at the oil reservoir site in order to identify the geophysical characteristics of the site, reacting production wells, determine the volumes of the aerobic and anaerobic parts of the bottomhole zone of the injection and reacting production wells, reservoir temperature, etc. Based on the data obtained, a culture of microorganisms is selected for the injection and reacting production wells, and, in accordance with the injectivity of the wells, the volumes of the rims of the microorganisms are calculated so that their injection into the injection well ends exactly at the time of its shutdown, and after injection into the stopped production wells at least 3-5 days before they begin to work so that the introduced microorganisms develop optimally.
Для условий высокотемпературного пласта (до 90oС) в реагирующие добывающие скважины закачивают культуру термофильных микроорганизмов, способных развиваться при температурах до 100oС. С учетом охлаждения призабойной зоны нагнетательной скважины в ее призабойную зону закачивают культуру мезофилов, для которых оптимальной температурой развития является 36-38oС.For conditions of a high-temperature formation (up to 90 o С), a culture of thermophilic microorganisms capable of developing at temperatures up to 100 o С is pumped into reactive production wells. Considering cooling of the bottom-hole zone of the injection well, a mesophile culture is pumped into its bottom-hole zone, for which the optimum development temperature is 36 -38 o C.
Циклы закачки микроорганизмов повторяют не более 6 месяцев (например, все теплое время года), затем производят циклическую закачку только воды, проталкивая наработанные метаболиты вглубь пласта. Microorganism injection cycles are repeated for no more than 6 months (for example, the entire warm season), then only water is cyclically injected, pushing the accumulated metabolites deep into the reservoir.
Пример конкретного осуществления способа. An example of a specific implementation of the method.
Участок нефтяного пласта разбурен одной нагнетательной и пятью добывающими скважинами. Участок разрабатывается в режиме компенсации отбора и закачки путем чередования периодов повышения давления вследствие нагнетания воды в нагнетательную скважину при остановленных добывающих скважинах и периодов снижения давления вследствие отбора жидкости из добывающих скважин при остановленной нагнетательной скважине (см. чертеж). В течение 10 суток в нагнетательную скважину производят закачку воды с темпом 300 м3/сут при остановленных добывающих скважинах, а в последующие 10 суток ведут отбор жидкости из добывающих скважин с суммарным суточным дебитом 300 м3 жидкости при остановленной нагнетательной скважине.The oil reservoir section has been drilled with one injection and five production wells. The site is developed in the mode of compensating for selection and injection by alternating periods of pressure increase due to injection of water into the injection well with stopped production wells and periods of pressure decrease due to liquid withdrawal from production wells with the injection well stopped (see drawing). Within 10 days, water is injected into the injection well at a rate of 300 m 3 / day with production wells stopped, and in the next 10 days, liquid is sampled from production wells with a total daily flow rate of 300 m 3 of liquid when the injection well is stopped.
В результате предварительных исследований установлено, что все пять добывающих скважин являются регулирующими, при этом с учетом аэробной и анаэробной частей призабойных зон скважин в нагнетательную скважину следует закачать 200 м3 культуры микроорганизмов в растворе питательных веществ, а в каждую добывающую - по 20 м3 культуры микроорганизмов в растворе питательных веществ, а в каждую добывающую - по 20 м3 культуры микроорганизмов в растворе питательных веществ.As a result of preliminary studies, it was found that all five production wells are regulatory, while taking into account the aerobic and anaerobic parts of the bottom-hole zones of the wells, 200 m 3 of microorganism culture in a nutrient solution should be pumped into the injection well, and 20 m 3 of culture in each production well microorganisms in a nutrient solution, and 20 m 3 culture of microorganisms in a nutrient solution in each extracting one.
В начале периода повышения давления в отключенные добывающие скважины в целом закачивают 100 м3 культуры микроорганизмов в растворе питательных веществ. С учетом общей приемистости (300 м3/сут) добывающих скважин этот объем при восьмичасовом рабочем дне с учетом продавки в призабойную зону скважин может быть закачан за 2 сут, а затем добывающие скважины находятся в покое в течение 8 сут. Таким образом, после окончания закачки и началом работы добывающих скважин остается более 5 сут, и этого времени вполне достаточно для развития микроорганизмов.At the beginning of the period of increase in pressure, 100 m 3 of microorganism culture in a nutrient solution is generally pumped into the off production wells. Taking into account the general injectivity (300 m 3 / day) of producing wells, this volume at an eight-hour working day, taking into account the flow into the bottomhole zone of the wells, can be pumped in 2 days, and then the production wells are at rest for 8 days. Thus, after the injection is completed and the production wells begin to work, more than 5 days remain, and this time is enough for the development of microorganisms.
В нагнетательную скважину 200 м3 культуры микроорганизмов в растворе питательных веществ закачивают так, чтобы конец закачки совпал с концом повышения давления. При установившемся темпе нагнетания этот объем может быть закачан за 16 часов, поэтому раствор закачивают в течение последних суток и сразу после этого останавливают нагнетательную скважину на 10 суток. Таким образом повторяют циклы закачки все теплое время года, а затем переходят на циклическую закачку воды.In the injection well, 200 m 3 of the culture of microorganisms in the nutrient solution is pumped so that the end of the injection coincides with the end of the pressure increase. At a steady rate of injection, this volume can be pumped in 16 hours, therefore, the solution is pumped over the last day and immediately after that the injection well is stopped for 10 days. Thus, the injection cycles are repeated throughout the warm season, and then they are transferred to the cyclic water injection.
Осуществление предлагаемого способа позволяет существенно увеличить эффективность разработки неоднородного нефтяного пласта без дополнительных затрат, используя технологические остановки нагнетательной и добывающих скважин для развития микроорганизмов. Implementation of the proposed method can significantly increase the efficiency of developing a heterogeneous oil reservoir without additional costs, using technological stops of injection and production wells for the development of microorganisms.
Claims (2)
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001125037A RU2194849C1 (en) | 2001-09-12 | 2001-09-12 | Method of developing nonuniform oil formation |
| CN 02145893 CN1270049C (en) | 2001-09-12 | 2002-09-12 | Method for recovering uneven oli reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001125037A RU2194849C1 (en) | 2001-09-12 | 2001-09-12 | Method of developing nonuniform oil formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2194849C1 true RU2194849C1 (en) | 2002-12-20 |
Family
ID=20253105
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001125037A RU2194849C1 (en) | 2001-09-12 | 2001-09-12 | Method of developing nonuniform oil formation |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN1270049C (en) |
| RU (1) | RU2194849C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2012107373A1 (en) | 2011-02-08 | 2012-08-16 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for recovering petroleum using microorganisms |
| WO2012107458A1 (en) | 2011-02-08 | 2012-08-16 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for recovering petroleum using microorganisms |
| CN103562340A (en) * | 2011-05-31 | 2014-02-05 | 全球有机能源股份有限公司 | Method for microbial control of injection liquid flow in hydrocarbon reservoir |
| US8826976B2 (en) | 2011-02-08 | 2014-09-09 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for producing mineral oil using microorganisms |
| US8973655B2 (en) | 2011-02-08 | 2015-03-10 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for producing mineral oil using microorganisms |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| BRPI0512142B1 (en) | 2004-06-17 | 2018-01-23 | Statoil Petroleum As | Method for treatment of an underground formation, use of a material, and, hydrocarbon well treatment composition |
| GB2450502B (en) | 2007-06-26 | 2012-03-07 | Statoil Asa | Microbial enhanced oil recovery |
-
2001
- 2001-09-12 RU RU2001125037A patent/RU2194849C1/en not_active IP Right Cessation
-
2002
- 2002-09-12 CN CN 02145893 patent/CN1270049C/en not_active Expired - Fee Related
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2012107373A1 (en) | 2011-02-08 | 2012-08-16 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for recovering petroleum using microorganisms |
| WO2012107458A1 (en) | 2011-02-08 | 2012-08-16 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for recovering petroleum using microorganisms |
| US8826976B2 (en) | 2011-02-08 | 2014-09-09 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for producing mineral oil using microorganisms |
| US8973655B2 (en) | 2011-02-08 | 2015-03-10 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for producing mineral oil using microorganisms |
| CN103562340A (en) * | 2011-05-31 | 2014-02-05 | 全球有机能源股份有限公司 | Method for microbial control of injection liquid flow in hydrocarbon reservoir |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN1270049C (en) | 2006-08-16 |
| CN1420254A (en) | 2003-05-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2831928C (en) | Microbial processes for increasing fluid mobility in a heavy oil reservoir | |
| CN103422838B (en) | Carbon dioxide huff and puff enhanced oil production method | |
| RU2194849C1 (en) | Method of developing nonuniform oil formation | |
| RU2417306C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| CN107608940A (en) | Method for determining oil well interval pumping period | |
| WO2011050508A1 (en) | Microbial enhanced oil recovery method in low permeability reservoir | |
| CN104671406A (en) | Method for cultivating gas self-circulation enhanced short-distance denitrification granular sludge | |
| CN105951708A (en) | Soil body reinforcement device and reinforcement method for pipe jacking construction in sand soil foundation | |
| RU2433250C1 (en) | Method of oil development by using periodic operation of producer wells with operation portions varying with oil well fluid density variation | |
| EA005614B1 (en) | Gas turbine for oil lifting | |
| CN114757029B (en) | Offshore long horizontal well alpha-beta wave multistage emission reduction filling construction simulation method and system | |
| RU2060371C1 (en) | Method for developing nonuniform oil stratum | |
| RU2381354C1 (en) | Oil fields development method | |
| RU2199004C2 (en) | Method of oil formation development | |
| CN103145252A (en) | System and method for supplementing water to circulation cooling device of thermal power plant | |
| RU2163966C2 (en) | Method of oil pool waterflooding | |
| RU2784700C1 (en) | Method for developing paired horizontal wells producing high-viscosity oil | |
| RU2449115C2 (en) | Method of gas-condensate accumulation development | |
| RU2813873C1 (en) | Method for development of superviscous oil deposit using paired horizontal wells | |
| CN111502651B (en) | Research method of fracture-cavity type oil reservoir high-pressure water injection discrete medium model | |
| RU2166073C2 (en) | Method of forming methane technogenic reservoir in coal seam | |
| RU2779868C1 (en) | Method for developing high-viscosity or bituminous oil deposits using paired horizontal wells | |
| RU2487233C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2144133C1 (en) | Method controlling development of oil pool | |
| Falkowicz et al. | Microbial assisted waterflood effectively increases production from a mature Carpathian oil field: Project results and analysis of economic efficiency at eighty months |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150913 |