RU2224881C2 - Method for extracting high-viscous and heavy oil deposits - Google Patents
Method for extracting high-viscous and heavy oil deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2224881C2 RU2224881C2 RU2002112387/03A RU2002112387A RU2224881C2 RU 2224881 C2 RU2224881 C2 RU 2224881C2 RU 2002112387/03 A RU2002112387/03 A RU 2002112387/03A RU 2002112387 A RU2002112387 A RU 2002112387A RU 2224881 C2 RU2224881 C2 RU 2224881C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- surfactant
- formation
- heat carrier
- pumped
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к разработке месторождений высоковязких и тяжелых нефтей термическими способами в сочетании с различными добавками, например поверхностно активными веществами (ПАВ).The invention relates to the oil industry, in particular, to the development of deposits of highly viscous and heavy oils by thermal methods in combination with various additives, for example surfactants.
Известен способ воздействия на пласты, содержащие тяжелые углеводороды, паром [сер. Нефтепромысловое дело. вып.21, М.: ВНИИОЭНГ, 1983, с. 64].A known method of exposure to formations containing heavy hydrocarbons, steam [ser. Oil field business. 21, Moscow: VNIIOENG, 1983, p. 64].
Недостатком способа является низкий коэффициент извлечения тяжелых нефтей вследствие прорыва пара к добывающим скважинам по наиболее проницаемым пропласткам, миграции пара под воздействием сил гравитации в верхние слои продуктивного пласта, а также конденсации, в результате чего, тепла, для понижения вязкости битума и разрушения адгезионного контакта между битумом и песчаником недостаточно.The disadvantage of this method is the low coefficient of extraction of heavy oils due to steam breakthrough to production wells in the most permeable interlayers, vapor migration under the influence of gravitational forces into the upper layers of the reservoir, as well as condensation, resulting in heat, to reduce the viscosity of bitumen and break the adhesive contact between bitumen and sandstone is not enough.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей [см. пат. RU №2163292, Е 21 В 43/24, опубл. бюл. №5 за 2001 г.], включающий последовательную закачку в скважину теплоносителя и термостабильного ПАВ, извлечение из скважины нефти, при этом после закачки расчетного количества теплоносителя скважину выдерживают определенное время в закрытом состоянии, причем в качестве ПАВ используют систему реагента РДН, представляющего собой состав, состоящий из неионогенного ПАВ (НПАВ), концентрата полярных, высокомолекулярных асфальто-смолистых и парафиновых компонентов (АСПК) нефти и ароматического углеводородного растворителя, в котором эффективно растворяется как НПАВ, так и АСПК.The closest in technical essence and the achieved result to the proposed is a method of developing deposits of high viscosity and heavy oils [see US Pat. RU No. 2163292, Е 21 В 43/24, publ. bull. No. 5, 2001], including the sequential injection of a coolant and a thermostable surfactant into the well, extraction of oil from the well, and after the calculated amount of coolant has been pumped, the well can withstand a certain time in the closed state, moreover, the RDN reagent system, which is a composition, is used as a surfactant consisting of a nonionic surfactant (nonionic surfactant), a concentrate of polar, high molecular weight asphalt-resinous and paraffin components (ASPK) oil and an aromatic hydrocarbon solvent, in which it is effective o dissolves both nonionic surfactants and ASPK.
Способ позволяет несколько повысить эффективность вытеснения нефти при паротепловом воздействии на пласт за счет увеличения охвата пласта.The method allows to slightly increase the efficiency of oil displacement during the heat and steam treatment of the formation by increasing the coverage of the formation.
Недостатком способа является низкая эффективность вытеснения за счет неустойчивости термостабильной эмульсионно-дисперсной системы прямого типа на основе РДН, зависящая как от режимных параметров закачки, так и от составляющих самого пласта. Кроме того, для закачки используется высококонцентрированный состав реагента РДН, что влечет за собой повышенные материальные затраты.The disadvantage of this method is the low efficiency of displacement due to the instability of a thermostable emulsion-disperse system of the direct type based on the RDN, depending both on the operating parameters of the injection and on the components of the formation itself. In addition, a highly concentrated RDN reagent composition is used for injection, which entails increased material costs.
Решаемая техническая задача состоит в повышении эффективности нефтеотдачи пласта при разработке месторождений вязких и тяжелых нефтей при последовательном воздействии теплоносителя и термостабильного ПАВ.The technical task to be solved is to increase the efficiency of oil recovery during the development of viscous and heavy oil fields under the sequential action of a heat carrier and a thermostable surfactant.
Поставленная техническая задача достигается описываемым способом, включающим последовательную закачку расчетного количества теплоносителя и термостабильного ПАВ в скважину, выдержку скважины определенное время в закрытом состоянии.The stated technical problem is achieved by the described method, including sequential injection of the calculated amount of coolant and thermostable surfactant into the well, holding the well for a certain time in the closed state.
Новым является то, что перед закачкой ПАВ в пласт, призабойную зону скважины дополнительно прогревают теплоносителем, затем порционно закачивают 05-0,7 маc.% водный раствор ПАВ, при этом объем закачки определяют по формуле:New is that before the surfactant is injected into the formation, the bottomhole zone of the well is additionally heated with a coolant, then a 05-0.7 wt.% Aqueous surfactant solution is injected portionwise, while the injection volume is determined by the formula:
V зак.=0,1×V пор=0,1 х m × πh3, м3, гдеV Zak. = 0.1 × V por = 0.1 x m × πh 3 , m 3 , where
m - пористость пласта, %;m - formation porosity,%;
h - толщина работающей части пласта, м,h is the thickness of the working part of the reservoir, m,
причем оторочку ПАВ продавливают в пласт теплоносителем, в качестве теплоносителя используют пар, а в качестве ПАВ моющие вещества "МС-1" или "МВ-1".moreover, the surfactant rim is pressed into the formation by the heat carrier, steam is used as the heat carrier, and the detergents “MS-1” or “MV-1” are used as the surfactant.
Заявляемая совокупность отличительных признаков позволяет повысить эффективность нефтеотдачи пласта за счет сочетания теплового и физико-химического воздействия. При этом происходит разрушение адгезионного контакта между высоковязкими, тяжелыми нефтями и песчаником. Водные растворы термостабильных ПАВ, вводимые в пласт вместе с паром имеют низкое поверхностное натяжение, улучшают смачивание, способствуют гидрофилизации пор пласта в целом, изменению капиллярных сил и улучшают подвижность (битума) тяжелых нефтей.The claimed combination of distinctive features allows to increase the efficiency of oil recovery by combining thermal and physico-chemical effects. In this case, the adhesion contact between high-viscosity, heavy oils and sandstone is destroyed. Aqueous solutions of thermostable surfactants introduced into the formation together with steam have a low surface tension, improve wetting, promote hydrophilization of the pores of the formation as a whole, change capillary forces and improve the mobility (bitumen) of heavy oils.
Продавливание в пласт оторочки ПАВ паром способствует образованию устойчивой пены, которая закрывает часть крупных поровых каналов, что вызывает перераспределение путей фильтрации и приводит к активному движению битума по малопроницаемым участкам пласта, что, в свою очередь, увеличивает охват пласта тепловым воздействием и, в конечном итоге, повышает нефтеотдачу пласта.Squeezing surfactant rims into the reservoir with steam promotes the formation of a stable foam that covers part of the large pore channels, which causes a redistribution of the filtration paths and leads to the active movement of bitumen along low-permeable sections of the formation, which, in turn, increases the coverage of the formation by thermal exposure and, ultimately , improves oil recovery.
Из доступных источников патентной и научно-технической литературы неизвестна заявленная совокупность отличительных признаков. Следовательно, прелагаемый способ отвечает критерию "изобретательский уровень".Of the available sources of patent and scientific literature, the claimed combination of distinctive features is unknown. Therefore, the proposed method meets the criterion of "inventive step".
Способ осуществляют в следующей последовательности (совмещен с примером конкретного выполнения).The method is carried out in the following sequence (combined with an example of a specific implementation).
Способ испытывали на залежах битумов, залегающих в терригенных коллекторах, разрабатываемых методом термоциклического воздействия (ТВЦ) на пласт паром, продуктивные пласты в которых характеризуются следующими параметрами:The method was tested on deposits of bitumen occurring in terrigenous reservoirs developed by the method of thermocyclic impact (TWC) on the reservoir by steam, the reservoir in which are characterized by the following parameters:
1) глубина залегания пласта, м - 70-120;1) the depth of the bed, m - 70-120;
2) битумонасыщенная толщина, не менее, м - 3;2) bitumen-saturated thickness, not less than m - 3;
3) проницаемость, не менее, мкм2 - 0,5;3) permeability, not less, microns 2 - 0.5;
4) пористость, не менее, % - 18;4) porosity, not less than,% - 18;
5) битумонасыщенность, не менее, % от объема пор - 40;5) bitumen saturation, not less than,% of the pore volume - 40;
5) давление нагнетания агентов, не более, МПа - 5;5) pressure of injection of agents, no more, MPa - 5;
6) температура теплоносителя,°С - 100°С.6) the temperature of the coolant, ° C - 100 ° C.
При испытании использовали следующие реагенты:When testing used the following reagents:
1) моющее средство МС-1, содержащее анионоактивные ПАВ (алкиларисульфонат или алкилсульфат), карбоксиметилцеллюлозу, сульфат натрия, алкиломиды, триполифосфат натрия в определенных соотношениях – ГОСТ-25644-96;1) detergent MS-1, containing anionic surfactants (alkylarisulfonate or alkyl sulfate), carboxymethyl cellulose, sodium sulfate, alkyl amides, sodium tripolyphosphate in certain proportions - GOST-25644-96;
2) моющее средство МВ-1, содержащее сульфонол (сульфонат) – ТУ-6-01-862-75, метасилихат натрия – ГОСТ-13078-81, каустическую соду – ГОСТ-11078-78, кальцинированную соду – ГОСТ-5100-85 в определенных соотношениях, которые выпускаются промышленностью республики Татарстан, недифицитны, недороги, удобны при работе в промысловых условиях и допущены к применению согласно "Положения о порядке допуска к применению химических продуктов, предназначенных для использования при добыче, транспортировке и переработке нефти" утвержденного Госгортехнадзором России.2) detergent MV-1 containing sulfonol (sulfonate) - TU-6-01-862-75, sodium metasilicate - GOST-13078-81, caustic soda - GOST-11078-78, soda ash - GOST-5100-85 in certain ratios, which are produced by the industry of the Republic of Tatarstan, they are non-existent, inexpensive, convenient for working in field conditions and approved for use in accordance with the "Regulation on the procedure for admitting to use chemical products intended for use in the extraction, transportation and refining of oil" approved by the Gosgortekhnadzor of Russia.
Закачку моющих средств осуществляли с использованием стандартного оборудования устья скважины, механизмов и агрегатов, применяемых при капитальном ремонте скважин:Detergents were pumped using standard wellhead equipment, mechanisms and assemblies used in well overhauls:
1) передвижные компрессоры СД 9/101 (TУ26-12-67 383) или стационарные установки ОВГ-75/70У;1) portable compressors SD 9/101 (TU26-12-67 383) or stationary installations OVG-75 / 70U;
2) автоцистерны для перевозки технической воды - ЦП-500, ЦР-7АП;2) tankers for transportation of industrial water - ЦП-500, ЦР-7АП;
3) передвижной пементировочный агрегат типа ЦА-320 М;3) a mobile peeling unit CA-320 M type;
4) передвижные парогенераторы ППУ-3М;4) mobile PPU-3M steam generators;
5) станция СКТ-1, СКТ-2.5) station SKT-1, SKT-2.
Под закачку выбирали добывающие скважины, обводненность продукции которых не более 90%.Production wells were selected for injection, the water cut of which was not more than 90%.
Выбранную для закачки моющего средства скважину оборудовали исследовательской площадкой, манометром, термометром и краником для отбора проб жидкости и газа.The well selected for the injection of detergent was equipped with a research site, a manometer, a thermometer and a tap for sampling liquid and gas.
Перед началом работ провели комплекс геофизических исследований для изучения технического состояния эксплуатационной колонны и выявления путей фильтрации воды и битума, определения величин пластового и забойного давлений и температур.Before starting work, we carried out a set of geophysical studies to study the technical condition of the production casing and identify ways to filter water and bitumen, determine the values of reservoir and bottomhole pressures and temperatures.
Рабочая концентрация водных растворов моющих средств составляет 05-0,7 маc.%.The working concentration of aqueous solutions of detergents is 05-0.7 wt.%.
В скважинах, выбранных под закачку раствора моющих средств, путем закачки 3-4 м3 горячей воды (t≥70°C) или холодной (в зависимости от температуры в пласте), определяли интервал приемистости пласта, замеряли дебит скважины и обводненность добываемой продукции, отбирали пробы пластовой жидкости и газов на анализ.In wells selected for injection of a detergent solution, by injection of 3-4 m 3 hot water (t≥70 ° C) or cold (depending on the temperature in the formation), the interval of injectivity of the formation was determined, the flow rate of the well and the water cut of the produced products were measured, samples of formation fluid and gases were taken for analysis.
При этом объем закачки производили по приведенной выше формуле. Приготовление расчетного объема водного раствора моющего средства производили на месте использования в автоцистернах или в мерных емкостях цементировочного агрегата ЦА-320 М порциями по 5-6 м3 раствора в заданной концентрации, далее подавали в мерную емкость агрегата и разбавляли технической водой при интенсивном перемешивании в течение 10-15 мин. Готовый раствор моющего средства закачивали в пласт (РД 39 - 0147585 - 122 - 95).The volume of injection was carried out according to the above formula. The calculated volume of the aqueous solution of detergent was prepared at the place of use in tankers or in measured tanks of the cementing unit CA-320 M in portions of 5-6 m 3 of the solution in a given concentration, then it was fed into the measured tank of the unit and diluted with technical water with vigorous stirring for 10-15 minutes The finished detergent solution was pumped into the reservoir (RD 39 - 0147585 - 122 - 95).
Учет объемов закачки производили мерными емкостями агрегата.Accounting for injection volumes was carried out by measuring capacities of the unit.
Перед закачкой моющих веществ призабойную зону скважины дополнительно прогревали паром.Before the injection of detergents, the bottom-hole zone of the well was additionally heated with steam.
Производили закачку пара по колонне НКТ в объеме 40-80 т с расходом 3-5 т/ч согласно РД-39-Р-27-90 БО ВНИИ. При этом по межтрубному пространству для предотвращения нагрева обсадной колонны и перемешивания закачиваемого раствора от компрессоров вели закачку воздуха с расходом 500-600 м3/ч.Steam was injected through the tubing string in a volume of 40-80 t with a flow rate of 3-5 t / h according to RD-39-R-27-90 BO VNII. At the same time, in order to prevent heating of the casing string and mixing of the injected solution from the compressors, air was injected at a flow rate of 500-600 m 3 / h.
Закачку водного раствора моющего средства производили по колонне НКТ при закрытом межтрубном пространстве. После закачки моющего средства в прогретую паром призабойную зону провели продавку его паром в пласт в объеме, равном 0,5 объема закачки моющего средства.An aqueous solution of detergent was injected through the tubing string with a closed annulus. After the detergent was pumped into the bottom-hole zone heated by steam, the steam was pushed into the formation in a volume equal to 0.5 of the detergent injection volume.
Закачку раствора моющего средства производили при минимальной подаче агрегата, максимальное давление в процессе закачки во избежание разрыва пласта не должно превышать 0,8 Рr (Рr - горное давление).Detergent solution was injected with a minimum supply of the unit, the maximum pressure during the injection process in order to avoid formation rupture should not exceed 0.8 P r (P r - rock pressure).
После закачки расчетного объема раствора моющего средства и продавки его в пласт скважину закрывали для термокапиллярной пропитки и для перераспределения раствора моющего средства в пласте. Выдержку скважины продолжали до снижения температуры в призабойной зоне скважины до 70-90°С.After pumping the estimated volume of the detergent solution and pushing it into the formation, the well was closed for thermocapillary impregnation and for the redistribution of the detergent solution in the formation. Well exposure continued until the temperature in the bottomhole zone of the well decreased to 70-90 ° C.
Далее вводили скважину в эксплуатацию и производили отбор жидкости до прекращения подачи на устье.Then the well was put into operation and fluid was sampled until the flow to the wellhead ceased.
После прекращения отбора тяжелой нефти осуществляли следующий цикл по закачке пара в призабойную зону и т.д.After stopping the selection of heavy oil, the next cycle was carried out to inject steam into the bottomhole zone, etc.
Проведенные экспериментальные работы показали, что совокупность отличительных признаков в предлагаемом способе при прогреве призабойной зоны паром (40-80 т), закачке водного раствора 0,5-0,7% концентрации моющего средства "МС-1 " или "MB-1" в определенном для конкретной скважины количестве и проталкивание этого раствора паром в количестве 0,5 объема закачки моющего средства в пласт позволяет увеличить коэффициент вытеснения до 52-53% и снизить обводненность в шесть раз.The experimental work showed that the set of distinctive features in the proposed method when heating the bottom-hole zone with steam (40-80 t), injecting an aqueous solution of 0.5-0.7% concentration of detergent "MS-1" or "MB-1" in the amount determined for a particular well and pushing this solution with steam in an amount of 0.5 of the volume of detergent injected into the formation allows to increase the displacement coefficient to 52-53% and reduce water cut by six times.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002112387/03A RU2224881C2 (en) | 2002-05-07 | 2002-05-07 | Method for extracting high-viscous and heavy oil deposits |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002112387/03A RU2224881C2 (en) | 2002-05-07 | 2002-05-07 | Method for extracting high-viscous and heavy oil deposits |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2002112387A RU2002112387A (en) | 2003-11-20 |
RU2224881C2 true RU2224881C2 (en) | 2004-02-27 |
Family
ID=32172671
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2002112387/03A RU2224881C2 (en) | 2002-05-07 | 2002-05-07 | Method for extracting high-viscous and heavy oil deposits |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2224881C2 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
RU2756216C1 (en) * | 2020-11-20 | 2021-09-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный университет" | Method for heat treatment of bottom-hole zone of producing well |
-
2002
- 2002-05-07 RU RU2002112387/03A patent/RU2224881C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
RU2756216C1 (en) * | 2020-11-20 | 2021-09-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный университет" | Method for heat treatment of bottom-hole zone of producing well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Butler et al. | Theoretical studies on the gravity drainage of heavy oil during in‐situ steam heating | |
US4086964A (en) | Steam-channel-expanding steam foam drive | |
Terry | Enhanced oil recovery | |
Morrow et al. | Effect of crude-oil-induced wettability changes on oil recovery | |
Mungan | Certain wettability effects in laboratory waterfloods | |
US3913672A (en) | Method for establishing communication path in viscous petroleum-containing formations including tar sands for oil recovery operations | |
US4763730A (en) | Miscible gas enhanced oil recovery method using oil-brine compatible pre-formed foam | |
US4090398A (en) | Method for determining fluid saturations in reservoirs | |
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 | |
US3978926A (en) | Recovery of bitumens by imbibition flooding | |
RU2224881C2 (en) | Method for extracting high-viscous and heavy oil deposits | |
RU2624858C1 (en) | Recovery method of high-viscosity oil deposit by steam cyclic effect | |
RU2223398C1 (en) | Process of recovery of viscous oil or bitumen from formation | |
Akpoturi et al. | Enhanced Oil Recovery using local alkaline | |
Bae et al. | Glenn pool surfactant flood pilot test: Comparison of laboratory and observation-well data | |
RU2702175C1 (en) | Method of treatment of bottomhole formation zone with high-permeability fractures of hydraulic fracturing of formation | |
US5027897A (en) | Method of treatment of drilled-in underground formation saturated with hydrocarbon gas | |
RU2117753C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
Seyyedsar | Enhanced heavy oil recovery by CO2 injection | |
RU2457322C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2163292C2 (en) | Method of development of high-viscosity and heavy oil deposits | |
RU2144135C1 (en) | Method increasing productivity of oil well | |
Panahov et al. | Control of capillary instability under hydrodynamic impact on the reservoir | |
CA1077833A (en) | Secondary recovery process utilizing water saturated with gas | |
SU1740636A1 (en) | Method of gas reservoir exposure |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090508 |