RU2223397C2 - Способ разработки нефтяного месторождения - Google Patents
Способ разработки нефтяного месторождения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2223397C2 RU2223397C2 RU2001120242/03A RU2001120242A RU2223397C2 RU 2223397 C2 RU2223397 C2 RU 2223397C2 RU 2001120242/03 A RU2001120242/03 A RU 2001120242/03A RU 2001120242 A RU2001120242 A RU 2001120242A RU 2223397 C2 RU2223397 C2 RU 2223397C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- temperature
- temperature water
- formation
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Способ разработки нефтяного месторождения относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использован при разработке месторождений для извлечения остаточной нефти. Обеспечивает повышение эффективности способа при обеспечении требований экологической безопасности. Сущность изобретения: способ включает выбор участка нефтяной залежи с очагом нагнетательной и группой добывающих скважин. Теплогенератор спускают в нагнетательную скважину. Выводят его на режим. Вырабатывают высокотемпературную воду и воздействуют ею на продуктивный пласт. Согласно изобретению на пласт воздействуют высокотемпературной водой 320-340°С и давлением 16-22 МПа. При этом в качестве теплогенератора используют электродуговой плазмотрон, в котором получают частично ионизированный пар с температурой 4000-7000°С. Высокотемпературную воду получают смешиванием упомянутого пара с основным потоком закачиваемой в продуктивный пласт через плазмотрон воды. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений с остаточной высоковязкой нефтью.
Известно большое количество технических решений по закачке в пласт различных теплоносителей (вода, газ, пар, растворители). Так, в пат. РФ № 2053354 (кл. Е 21 В 43/24, Б.И. № 3, 1996) предложено циклично закачивать в трубу нагнетательной скважины газовый теплоноситель и воду. Регулируя их температуру и количество, обеспечивают вскипание воды в забое и поддерживают заданную температуру стенки скважины. Согласно а.с. СССР № 1487555 (кл. Е 21 В 43/24, Б.И. № 15, 1995) в пласт закачивают теплоноситель-растворитель, в качестве которого используют фракции нефти с температурой кипения выше 210°С, отобранные с установки термической обработки нефти. В пат. РФ № 2061858 (кл. Е 21 В 43/24, Б.И. № 16, 1996) предлагается закачивать в пласт парогаз, для получения которого смешивают дымовые газы с установки по переработке нефти и пара. Для поддержания давления и вытеснения парогаза и нефти закачивают смесь сточных вод с горячей водой, отобранной из системы водоотведения установки по переработке нефти. В предлагаемом способе разработки вязкой нефти путем газоводяного воздействия по пат. № 2065034 (кл. Е 21 В 43/24, Б.И. № 22, 1996) температура горячей воды подбирается такой, при которой пластовая нефть в присутствии газа обладает максимальной вспениваемостью, что устанавливается предварительно посредством большого числа экспериментов. Известен также пат. РФ № 2085716 (кл. Е 21 В 43/24, Б.И. № 21, 1997), в котором при разработке месторождений с высокопарафинистой и высоковязкой нефтью предлагается перед закачкой воды в нагнетательную скважину сначала обеспечить отсутствие поступления воды из нее в призабойную зону пласта и обратно, затем заполнить ее водой при контроле температуры нагрева воды, провести технологическую выдержку до достижения заданной температуры воды на забое, определить темп закачки воды в зависимости от теплофизических свойств окружающих горных пород и закачивать воду в нагнетательную скважину с расходом, не превышающим определенный темп закачки, до создания в призабойной зоне пласта оторочки нагретой воды в заданном объеме.
Однако все эти способы термодинамического воздействия на пласт недостаточно эффективны, т.к. очень трудно поддерживать требуемую температуру теплоносителя в процессе его движения по стволу скважины от устья до забоя. Кроме того, эти способы сложны, трудоемки и требуют дополнительного, дорогостоящего оборудования для подогрева теплоносителей до достаточно высоких температур.
Известны также термические способы для стимулирования добычи нефти, в которых для нагревания воды предложено использовать тепло (заявка РСТ № 88/00276, № 20, 1988). Генератор подвешивается в нефтяной скважине на уровне предполагаемого нагрева. Вода нагревается с помощью электродов, подсоединенных к электрическому трансформатору на поверхности земли с напряжением не менее 2300 вольт, и по колонне бурильных труб подается к нагреваемой зоне.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяных месторождений по пат. РФ № 2133335 (кл. Е 21 В 43/24, БИПМ № 20, 1999), включающий деление нефтяной залежи на блоки-карты, проводку в центре блока центральных вертикальных скважин с забоем ниже продуктивного пласта, в одну из которых вводят на забой ядерный теплогенератор, выводят его на режим и вырабатывают высокотемпературную воду с давлением до 35 МПа и температурой до 550°С. Эту высокотемпературную воду перемещают по продуктивному пласту в направлении добывающих скважин, прогревая таким образом пласт и скелет породы ниже продуктивного пласта.
Основным недостатком этого способа является низкая экологичность предлагаемой технологии наряду с чрезвычайной сложностью ее технического осуществления.
Задачей предлагаемого изобретения является обеспечение требований экологической безопасности при одновременном повышении эффективности извлечения остаточной нефти и упрощении технологии.
Поставленная задача решается тем, что в известном способе разработки нефтяного месторождения, включающем выбор участка нефтяной залежи с нагнетательной и добывающими скважинами, спуск теплогенератора в нагнетательную скважину, вывод его на режим, выработку высокотемпературной воды и воздействие ею на продуктивный пласт, согласно изобретению в качестве теплогенератора используют электродуговой плазмотрон, а высокотемпературную воду, имеющую свойства органического растворителя, получают смешиванием низкотемпературной плазмы с закачиваемой водой.
При этом для повышения эффективности вытеснения нефти предлагается воздействовать на пласт водой при температуре 320-340°С и давлением 16-22 МПа.
Низкотемпературную плазму целесообразно смешивать с закачиваемой водой в соотношении 1:(15-25).
В ряде случаев оторочку высокотемпературной воды желательно проталкивать по пласту закачиваемой водой.
Технический результат, получаемый по предложенному способу, достигается за счет обеспечения возможности получения высокотемпературной воды с параметрами, при которых достигается неограниченная взаимная растворимость воды и нефти, что позволяет предлагать данный способ для вытеснения трудноизвлекаемых остаточных нефтей.
Экспериментальные исследования показали, что критические параметры растворимости различных нефтей достаточно близки и находятся в пределах 320-340°С, а критическое давление меняется от 160-220 кГ/см2. При указанных термодинамических параметрах вода приобретает свойства полностью растворять нефть.
На фиг. 1 представлены экспериментальные кривые растворимости для системы вода - нефть Ватьеганского месторождения. Из кривых видно, что взаимная растворимость воды и нефти увеличивается с ростом температур и уменьшается с повышением давления. При температуре, меньшей критической существует область двухфазного равновесия, в которой фракционный состав нефти, растворенной в воде, отличается от состава исходной нефти и меняется в зависимости от конкретных значений давления и температуры. Одновременно меняется и состав нефтяной фазы в системе. На представленной фиг.1 полная растворимость воды и нефти достигается при критических параметрах температуры 338°С и давления 220 кГ/см2, т.е. вода становится растворителем нефти. С повышением температуры выше критической кривые фазовых равновесий сдвигаются в сторону более высоких давлений и раствор вновь расслаивается на две фазы.
Одновременно с повышением эффективности вытеснения нефти обеспечивается экологическая чистота процесса и его упрощение по сравнению с прототипом.
В качестве теплогенератора предлагается использовать электродуговой плазмотрон с вихревой стабилизацией разряда и с самоустанавливающейся длиной дуги. Для подачи энергии используют передвижные газогенераторы, применяемые при сжигании попутных газов. Сырьем является вода. Получаемая в таком плазмотроне низкотемпературная плазма представляет собой поток частично ионизированного пара с температурой 4000-7000°С.
Схема осуществления предлагаемого способа представлена на фиг. 2.
Сырье 1 поступает по анодной трубе на дугу между анодом 2 и катодом 3, в результате контакта с которой образуется поток низкотемпературной плазмы 4. Этот поток плазмы смешивается с основным потоком закачиваемой воды 5 в тепломассообменной камере 6, откуда высокотемпературная вода с необходимыми параметрами направляется в продуктивный пласт 7. Подача электроэнергии осуществляется электрогенератором 8.
Пример конкретного осуществления способа.
Осуществления данного способа рассмотрим на примере разработки участка Ватьеганского месторождения AB1-2 в Западной Сибири.
Залежь имеет следующие характеристики: пластовое давление 19,2 МПа, коэффициент пористости 0,24, коэффициент насыщения 0,59, температура пласта 86,7°С, вязкость нефти 2,8 МПа, плотность нефти 864 кг/м3. Остаточная нефть составляет 210 млн. тонн. Скважины расположены по 5-точечной системе, расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 300 м. В скважину глубиной 1950 м спускают электродуговой плазмотрон с вихревой стабилизацией дуги типа УПУ-ЗМ мощностью 15000 кВт. В качестве электрогенератора используют передвижной электрогазодинамический генератор, использующий в качестве топлива попутный газ. В плазмотрон подают насосом ЦВ-4/85 воду, производительность которого 300 т/сутки. Закачку ведут в течение 3 суток непрерывно. Получаемую в плазмотроне низкотемпературную плазму смешивают с закачиваемой водой регулированием расходов в соотношении 1:20 и на выходе в продуктивный пласт получают воду с температурой 320°С. На пласт воздействуют оторочкой горячей воды в течение 3 суток. После этого плазмотрон отключают, поднимают его на поверхность, производят его ревизию и замену электродов. Закачку же воды продолжают для проталкивания по пласту полученной оторочки горячей воды. После завершения профилактических работ плазмотрон вновь опускают в скважину и цикл разработки повторяют.
В приведенном примере расчетная дополнительная добыча нефти составит 20 млн. тонн нефти от проектной.
Claims (3)
1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий выбор участка нефтяной залежи с очагом нагнетательной и не менее одной добывающей скважины, спуск теплогенератора в нагнетательную скважину, вывод его на режим, выработку высокотемпературной воды и воздействие ею на продуктивный пласт, отличающийся тем, что на пласт воздействуют высокотемпературной водой 320-340°С и давлением 16-22 МПа, для чего в качестве теплогенератора используют электродуговой плазмотрон, в котором получают частично ионизированный пар с температурой 4000-7000°С, при этом высокотемпературную воду получают смешиванием упомянутого пара с основным потоком закачиваемой в продуктивный пласт через плазмотрон воды.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что частично ионизированный пар смешивают с закачиваемой водой в соотношении 1:(15-25).
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что оторочку высокотемпературной воды проталкивают по пласту закачиваемой водой.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001120242/03A RU2223397C2 (ru) | 2001-07-19 | 2001-07-19 | Способ разработки нефтяного месторождения |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001120242/03A RU2223397C2 (ru) | 2001-07-19 | 2001-07-19 | Способ разработки нефтяного месторождения |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2001120242A RU2001120242A (ru) | 2003-06-20 |
RU2223397C2 true RU2223397C2 (ru) | 2004-02-10 |
Family
ID=32172023
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2001120242/03A RU2223397C2 (ru) | 2001-07-19 | 2001-07-19 | Способ разработки нефтяного месторождения |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2223397C2 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2011008184A1 (ru) * | 2009-07-13 | 2011-01-20 | Turivnenko Ivan Petrovich | Способ разработки месторождений полезных ископаемых |
RU2518649C2 (ru) * | 2008-10-13 | 2014-06-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Использование саморегулирующихся ядерных реакторов при обработке подземного пласта |
CN104271867A (zh) * | 2012-03-15 | 2015-01-07 | 约瑟夫·格罗特多斯特 | 用于在山中置入或挖掘空穴的方法和设备 |
RU2741642C1 (ru) * | 2020-02-18 | 2021-01-28 | Прифолио Инвестментс Лимитед | Технологический комплекс для добычи трудноизвлекаемых углеводородов (варианты) |
-
2001
- 2001-07-19 RU RU2001120242/03A patent/RU2223397C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2518649C2 (ru) * | 2008-10-13 | 2014-06-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Использование саморегулирующихся ядерных реакторов при обработке подземного пласта |
RU2518700C2 (ru) * | 2008-10-13 | 2014-06-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Применение саморегулирующихся ядерных реакторов при обработке подземного пласта |
RU2529537C2 (ru) * | 2008-10-13 | 2014-09-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Системы для обработки подземного пласта с циркулируемой теплопереносящей текучей средой |
RU2537712C2 (ru) * | 2008-10-13 | 2015-01-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Нагрев подземных углеводородных пластов циркулируемой теплопереносящей текучей средой |
WO2011008184A1 (ru) * | 2009-07-13 | 2011-01-20 | Turivnenko Ivan Petrovich | Способ разработки месторождений полезных ископаемых |
CN104271867A (zh) * | 2012-03-15 | 2015-01-07 | 约瑟夫·格罗特多斯特 | 用于在山中置入或挖掘空穴的方法和设备 |
RU2741642C1 (ru) * | 2020-02-18 | 2021-01-28 | Прифолио Инвестментс Лимитед | Технологический комплекс для добычи трудноизвлекаемых углеводородов (варианты) |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4037655A (en) | Method for secondary recovery of oil | |
JP4050620B2 (ja) | 炭化水素貯留地層からの炭化水素の回収方法及びそれを実施するための装置 | |
US10655441B2 (en) | Stimulation of light tight shale oil formations | |
US4199025A (en) | Method and apparatus for tertiary recovery of oil | |
US7753122B2 (en) | Method of developing and producing deep geothermal reservoirs | |
SU1082332A3 (ru) | Способ разработки залежи нефти | |
RU2531963C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов | |
CN102947539B (zh) | 传导对流回流干馏方法 | |
GB1595082A (en) | Method and apparatus for generating gases in a fluid-bearing earth formation | |
RU2008135734A (ru) | Способ и система добычи углеводородов из нефтеносного сланца | |
US20130098607A1 (en) | Steam Flooding with Oxygen Injection, and Cyclic Steam Stimulation with Oxygen Injection | |
WO2011120126A1 (en) | Improved in-situ combustion recovery process using single horizontal well to produce oil and combustion gases to surface | |
CN108547600B (zh) | 一种利用电磁加热方式开采天然气水合物的方法 | |
US20150192002A1 (en) | Method of recovering hydrocarbons from carbonate and shale formations | |
RU2319830C2 (ru) | Способ и устройство для нагревания внутри формации, содержащей углеводороды, со вскрытием, соприкасающимся с земной поверхностью в двух местоположениях | |
RU2223397C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
CA2886977C (en) | Em and combustion stimulation of heavy oil | |
RU2433255C1 (ru) | Способ разработки месторождения газовых гидратов | |
Zyrin et al. | Electrothermal complex with downhole electrical heating generators for enhanced heavy oil recovery | |
US3379254A (en) | Method for initiating in situ combustion within a subterranean formation | |
RU2225942C1 (ru) | Способ разработки битумного месторождения | |
RU2672272C2 (ru) | Способ разработки месторождений сверхвязкой нефти | |
RU159925U1 (ru) | Устройство для подогрева продуктивного нефтесодержащего пласта | |
RU2802297C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи керогенсодержащих сланцевых пластов | |
SU1694872A1 (ru) | Способ разработки нефт ного месторождени |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040720 |