RU2325516C1 - Petroleum deposit development process - Google Patents
Petroleum deposit development process Download PDFInfo
- Publication number
- RU2325516C1 RU2325516C1 RU2007122711/03A RU2007122711A RU2325516C1 RU 2325516 C1 RU2325516 C1 RU 2325516C1 RU 2007122711/03 A RU2007122711/03 A RU 2007122711/03A RU 2007122711 A RU2007122711 A RU 2007122711A RU 2325516 C1 RU2325516 C1 RU 2325516C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- casing
- string
- oil
- reservoir
- interval
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи с высоковязкой нефтью или битумом.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits with high viscosity oil or bitumen.
Известен способ воздействия на нефтяной пласт, заключающийся в пропускании постоянного электрического тока напряжением 150-450 В, плотностью тока 0,1-10 А/см2 через пластовую многокомпонентную смесь скважины. В качестве катода - обсадная труба скважины. В качестве анода в зоне ее перфорации устанавливают электрод. Осуществляют непрерывную закачку минерализованной воды с устья скважины (Патент РФ №2163662, опубл. 2001.02.27).A known method of influencing an oil reservoir, which consists in transmitting a constant electric current of 150-450 V voltage, a current density of 0.1-10 A / cm 2 through a multicomponent well mixture. As a cathode, a well casing. An electrode is installed as an anode in the zone of its perforation. Carry out continuous injection of mineralized water from the wellhead (RF Patent No. 2163662, publ. 2001.02.27).
Способ позволяет расплавить плавкие отложения в скважине и в ближайшей к скважине зоне пласта, но в продуктивном пласте на достаточно большом расстоянии от скважины эффект разогрева резко снижается, что приводит к низкой эффективности способа.The method allows melt fusible deposits in the well and in the formation zone closest to the well, but in the reservoir at a sufficiently large distance from the well, the heating effect is sharply reduced, which leads to a low efficiency of the method.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ воздействия на нефтяной пласт, заключающийся в следующем. В одну из скважин в зону ее перфорации спускают положительный электрод-анод на насосно-компрессорных трубах с подсоединением силового погруженного кабеля. Обсадная колонна другой скважины или колонны группы других скважин одного и того же горизонта - отрицательный электрод-катод. Скважины группы скважин имеют гидродинамическую связь. Осуществляют процесс пропускания постоянного электрического тока напряжением 150-450 В и плотностью тока 0,1-100 А/м2. Протекание тока через пластовую многокомпонентную смесь приводит к интенсивному нагреву ее. Температура тем больше, чем больше плотность тока. Растворенные твердые минеральные сгустки, которые за счет депрессии, создаваемой во всех скважинах насосами, выносятся из пласта, улучшая коллекторские свойства. Наличие высокой температуры приводит к изменению вязкости нефти, улучшает ее текучесть и вытеснение агентом (Патент РФ №2215872, опубл. 2003.11.10 - прототип).Closest to the invention in technical essence is a method of influencing an oil reservoir, which consists in the following. A positive electrode-anode on tubing with the connection of a submerged power cable is lowered into one of the wells in its perforation zone. The casing of another well or the column of a group of other wells of the same horizon is the negative electrode-cathode. Wells of a group of wells have a hydrodynamic connection. Carry out the process of passing a constant electric current voltage of 150-450 V and a current density of 0.1-100 A / m 2 . The flow of current through the reservoir multicomponent mixture leads to its intense heating. The higher the temperature, the greater the current density. Dissolved solid mineral clots, which due to the depression created in all wells by pumps, are removed from the reservoir, improving reservoir properties. The presence of high temperature leads to a change in the viscosity of the oil, improves its fluidity and displacement by the agent (RF Patent No. 2215872, publ. 2003.11.10 - prototype).
Известный способ обладает недостаточной эффективностью прогрева призабойной зоны скважины.The known method has insufficient efficiency of heating the bottom-hole zone of the well.
В изобретении решается задача повышения эффективности прогрева призабойной зоны скважины, за счет этого снижения вязкости нефти и увеличения нефтеотдачи залежи.The invention solves the problem of increasing the efficiency of heating the bottom-hole zone of the well, due to this reduction in oil viscosity and increase oil recovery deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем электрический прогрев продуктивного пласта и отбор нефти скважинами, согласно изобретению в скважине организуют разрыв электрической связи между частью обсадной колонны в интервале продуктивного пласта и остальными частями обсадной колонны, межтрубное пространство между колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной заполняют диэлектрической жидкостью, организуют изоляцию колонны насосно-компрессорных труб от скважинного оборудования, трубопроводов на устье скважины и обсадной колонны, обеспечивают электрический контакт между колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной в интервале продуктивного пласта, к колонне насосно-компрессорных труб подводят электрический ток.The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir, including electric heating of the reservoir and oil extraction by wells, according to the invention, a break in the electrical connection between a part of the casing string in the interval of the reservoir and the remaining parts of the casing string is arranged in the well, the annulus between the tubing pipes and casing are filled with dielectric fluid, arrange the isolation of the tubing string from the downhole equipment, the pipeline in wellhead and casing provide electrical contact between the string of tubing and the casing in the range of the producing formation, the column of tubing is fed an electric current.
Задача также решается тем, что организуют разрыв электрической связи между частью обсадной колонны в интервале скважины, в котором необходимо произвести прогрев, в частности, где происходит отложение асфальтосмолопарафиновых и прочих соединений, и остальными частями обсадной колонны, а при протяженности данного интервала более 100 м организуют разрыв электрической связи между частями обсадной колонны в данном интервале скважины с протяженностью каждой части не более 100 м, при этом обеспечивают электрический контакт между колонной насосно-компрессорных труб и всеми частями обсадной колонны в данном интервале.The problem is also solved by organizing a break in the electrical connection between the part of the casing string in the interval of the well in which it is necessary to heat up, in particular, where the asphalt-resin-paraffin and other compounds are deposited, and the remaining parts of the casing string, and when this interval is more than 100 m long, they organize breaking the electrical connection between the parts of the casing string in a given interval of the well with a length of each part of not more than 100 m, while providing electrical contact between the casing string but the tubing and all portions of the casing in a given interval.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1. электрический прогрев продуктивного пласта;1. electrical heating of the reservoir;
2. отбор нефти скважинами;2. selection of oil by wells;
3. организация в скважине разрыва электрической связи между частью обсадной колонны в интервале продуктивного пласта и остальными частями обсадной колонны;3. the organization in the well of a break in the electrical connection between the part of the casing string in the interval of the reservoir and the remaining parts of the casing string;
4. заполнение межтрубного пространства между колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной диэлектрической жидкостью;4. filling the annulus between the tubing string and the casing with dielectric fluid;
5. организация изоляции колонны насосно-компрессорных труб от скважинного оборудования, трубопроводов на устье скважины и обсадной колонны;5. organization of isolation of the tubing string from the downhole equipment, pipelines at the wellhead and casing;
6. обеспечение электрического контакта между колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной в интервале продуктивного пласта;6. ensuring electrical contact between the tubing string and the casing in the interval of the reservoir;
7. подведение к колонне насосно-компрессорных труб электрического тока;7. bringing to the string of tubing electric current;
8. организация разрыва электрической связи между частью обсадной колонны в интервале скважины, в котором необходимо произвести прогрев, в частности, где происходит отложение асфальтосмолопарафиновых и прочих соединений, и остальными частями обсадной колонны, а при протяженности данного интервала более 100 м организация разрыва электрической связи между частями обсадной колонны в данном интервале скважины с протяженностью каждой части не более 100 м;8. organization of the electrical connection rupture between the part of the casing string in the interval of the well in which it is necessary to heat up, in particular, where the asphalt-resin-paraffin and other compounds are deposited, and the remaining parts of the casing string, and for the length of this interval more than 100 m, the organization of the electrical connection rupture between parts of the casing in this interval of the well with a length of each part of not more than 100 m;
9. обеспечение электрического контакта между колонной насосно-компрессорных труб и всеми частями обсадной колонны в данном интервале.9. ensuring electrical contact between the tubing string and all parts of the casing in this interval.
Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-7 являются существенными отличительными признаками изобретения, признаки 8 и 9 являются частными признаками изобретения.Signs 1, 2 are common with the prototype, signs 3-7 are the essential distinguishing features of the invention, signs 8 and 9 are particular features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При электрическом прогреве продуктивного пласта применение постоянного тока и наличие значительных потерь тока на утечки по обсадной колонне приводит к низкой эффективности прогрева, значительным потерям энергии и нерациональному ее использованию. В результате вязкость нефти снижается незначительно, а нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности прогрева призабойной зоны скважины, за счет этого снижения вязкости нефти и увеличения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.During electric heating of the reservoir, the use of direct current and the presence of significant current losses due to casing leakage leads to low heating efficiency, significant energy losses and its irrational use. As a result, the viscosity of the oil decreases slightly, and the oil recovery of the reservoir remains at a low level. The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of heating the bottom-hole zone of the well, due to this reduction in oil viscosity and increased oil recovery of the reservoir. The problem is solved as follows.
При разработке залежи высоковязкой нефти или битума прогревают пласт и проводят отбор нефти скважинами. В скважине организуют разрыв электрической связи между частью обсадной колонны в интервале продуктивного пласта и верхней частью обсадной колонны. Для этого на новых строящихся скважинах предусматривают диэлектрические вставки между трубами обсадной колонны. На существующих скважинах вырезают часть трубы обсадной колонны скважины, а в образовавшееся кольцо закачивают цементный раствор или другой скрепляющий материал, например материал на основе твердеющего жидкого стекла и т.п. При этом токи утечки по обсадной колонне исключаются. При наличии необсаженного интервала продуктивного пласта в скважину в интервал продуктивного пласта спускают гофрированную трубу и расширяют ее диаметр до прижатия ее к породе. При этом обеспечивают отсутствие контакта гофрированной трубы и находящейся сверху над продуктивным пластом обсадной колонны.When developing deposits of highly viscous oil or bitumen, the formation is heated and wells are selected for oil. In the well, a break in the electrical connection between the part of the casing string in the interval of the reservoir and the upper part of the casing string is organized. For this, new wells under construction include dielectric inserts between the casing pipes. At existing wells, a part of the casing string of the well is cut out, and cement mortar or other bonding material, for example, material based on hardening liquid glass, etc., is pumped into the formed ring. In this case, casing leakage currents are eliminated. If there is an open hole in the reservoir, a corrugated pipe is lowered into the well in the interval of the reservoir and its diameter is expanded until it is pressed against the rock. This ensures the absence of contact between the corrugated pipe and the casing located on top of the reservoir.
Межтрубное пространство между колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной заполняют диэлектрической жидкостью, например обезвоженной нефтью, дистиллятом, широкой фракцией легких углеводородов и т.п. Весьма полезно над интервалом продуктивного пласта поставить пакер. Организуют изоляцию колонны насосно-компрессорных труб от скважинного оборудования, трубопроводов на устье скважины и обсадной колонны. Для этого возможно нанесение на контактирующие на устье участки труб окиси алюминия, нанесение полимерных покрытий, лакокрасочных покрытий. Этому же способствуют диэлектрические вставки между трубами. В скважине на колонне насосно-компрессорных труб размещают диэлектрические центраторы.The annulus between the tubing string and the casing is filled with dielectric fluid, for example, dehydrated oil, distillate, a wide fraction of light hydrocarbons, and the like. It is very useful to put a packer over the interval of the reservoir. They organize isolation of the tubing string from the downhole equipment, pipelines at the wellhead and the casing. To do this, it is possible to apply alumina pipes to the sections of the pipes in contact with the mouth, to apply polymer coatings and paint coatings. The dielectric inserts between the pipes also contribute to this. In the well, dielectric centralizers are placed on the tubing string.
Обеспечивают электрический контакт между колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной в интервале продуктивного пласта постановкой на нижней трубе колонны насосно-компрессорных труб электропроводящих цетраторов.Provide electrical contact between the string of tubing and the casing in the interval of the reservoir by setting on the bottom pipe of the tubing string of electrically conductive centrators.
В интервале скважины, в котором необходимо произвести прогрев, в частности, где происходит отложение асфальтосмолопарафиновых и прочих соединений, организуют разрыв электрической связи между частью обсадной колонны в данном интервале и остальными частями обсадной колонны, а при протяженности данного интервала более 100 м организуют разрыв электрической связи между частями обсадной колонны в данном интервале скважины с протяженностью каждой части не более 100 м. Обеспечивают электрический контакт между колонной насосно-компрессорных труб и всеми частями обсадной колонны в данном интервале.In the interval of the well in which it is necessary to warm up, in particular where asphalt-resin-paraffin and other compounds are deposited, an electrical connection is broken between a part of the casing in this interval and the remaining parts of the casing, and when the length of this interval is more than 100 m, an electrical connection is broken between the parts of the casing in this interval of the well with a length of each part of not more than 100 m. Provide electrical contact between the string of tubing ub and all parts of the casing in this interval.
К колонне насосно-компрессорных труб на устье скважины подводят электрический ток напряжением 150-450 В и плотностью 10-100 А/м2. Колонна насосно-компрессорных труб служит проводником электрического тока от источника к нижней части обсадной колонны в интервале продуктивного пласта. В качестве электрического тока может быть использован переменный или постоянный ток. При применении постоянного тока отрицательный полюс соединяют с колонной насосно-компрессорных труб и далее с частями обсадной колонны скважины. Положительный полюс подключают к отдельному заземлению, обсадной колонне на устье данной скважины или соседней скважины.An electric current of 150-450 V and a density of 10-100 A / m 2 is supplied to the tubing string at the wellhead. The tubing string serves as a conductor of electric current from the source to the bottom of the casing in the interval of the reservoir. As an electric current, alternating or direct current can be used. When using direct current, the negative pole is connected to the tubing string and then to the parts of the well casing. The positive pole is connected to a separate ground, casing at the mouth of a given well or an adjacent well.
За счет стекания электрического тока в околоскважинное пространство прогревается нижняя часть обсадной колонны, порода и высоковязкая нефть или битум. Отбор нефти по колонне насосно-компрессорных труб данной скважины устанавливают соответствующим скорости прогрева отбираемого объема нефти за единицу времени.Due to the drainage of electric current into the near-wellbore space, the lower part of the casing, rock and highly viscous oil or bitumen are heated. The selection of oil in the tubing string of a given well is set corresponding to the heating rate of the selected oil volume per unit time.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. Разрабатывают залежь высоковязкой нефти со следующими характеристиками: глубина 90 м, толщина продуктивного пласта 20-30 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 0,265 мкм2, с нефтью, имеющей плотность 956 кг/м3 и вязкость 12206 мПа·с.Example 1. Develop a reservoir of highly viscous oil with the following characteristics: depth 90 m, the thickness of the reservoir 20-30 m with a temperature of 8 ° C, a pressure of 0.5 MPa, oil saturation of 0.70 units, porosity of 30%, permeability of 0.265 microns 2 , with oil having a density of 956 kg / m 3 and a viscosity of 12206 MPa · s.
Бурят скважину до подошвы продуктивного пласта и обсаживают обсадной колонной с диэлектрической вставкой выше продуктивного пласта на 3 м. Межтрубное пространство между колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной заполняют обезвоженной нефтью. Организуют изоляцию колонны насосно-компрессорных труб от скважинного оборудования, трубопроводов на устье скважины и обсадной колонны. Обеспечивают электрический контакт между колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонны в интервале продуктивного пласта. К колонне насосно-компрессорных труб подводят переменный электрический ток с частотой 50 Гц, напряжением 380 В, и плотностью 80 А/м2.A well is drilled to the bottom of the reservoir and cased with a casing with a dielectric insert 3 m higher than the reservoir. The annulus between the tubing string and the casing is filled with dehydrated oil. They organize isolation of the tubing string from the downhole equipment, pipelines at the wellhead and the casing. Provide electrical contact between the tubing string and the casing in the interval of the reservoir. An alternating electric current with a frequency of 50 Hz, a voltage of 380 V, and a density of 80 A / m 2 is supplied to the tubing string.
Пример 2. Выполняют как пример 1. К колонне насосно-компрессорных труб подводят постоянный электрический ток (отрицательный полюс) напряжением 380 В и плотностью 80 А/м2. Положительный полюс подводят к обсадной колонне соседней скважины, выведенной из разработки.Example 2. Perform as example 1. A constant electric current (negative pole) of 380 V and a density of 80 A / m 2 is supplied to the tubing string. The positive pole is brought to the casing of a neighboring well withdrawn from development.
Пример 3. Выполняют как пример 2. Организуют разрыв электрической связи между частью обсадной колонны в интервале скважины длиной 300 м, в котором происходит отложение асфальтосмолопарафиновых и прочих соединений, и остальными частями обсадной колонны. При этом организуют разрыв электрической связи между частями обсадной колонны в данном интервале скважины с протяженностью каждой части не более 100 м. Обеспечивают электрический контакт между колонной насосно-компрессорных труб и всеми частями обсадной колонны в данном интервале.Example 3. Perform as example 2. Organize a break in the electrical connection between the part of the casing string in the interval of the well 300 m long, in which the asphalt-resin-paraffin and other compounds are deposited, and the remaining parts of the casing string. In this case, a break in the electrical connection between the parts of the casing string in a given interval of the well with a length of each part of not more than 100 m is provided. Electrical contact between the string of tubing and all parts of the casing string in this interval is ensured.
В результате удается добиться дебита скважины 4 м3/сут, в то время как по прототипу в тех же условиях дебит скважины не превышал 0,5 м3/сут.As a result, it is possible to achieve a well production rate of 4 m 3 / day, while according to the prototype under the same conditions, the well production rate did not exceed 0.5 m 3 / day.
Применение предложенного способа позволит добиться повышения эффективности прогрева призабойной зоны скважины, за счет этого снижения вязкости нефти и увеличения нефтеотдачи залежи.The application of the proposed method will improve the efficiency of heating the bottom-hole zone of the well, due to this reduction in oil viscosity and increase oil recovery deposits.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007122711/03A RU2325516C1 (en) | 2007-06-19 | 2007-06-19 | Petroleum deposit development process |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007122711/03A RU2325516C1 (en) | 2007-06-19 | 2007-06-19 | Petroleum deposit development process |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2325516C1 true RU2325516C1 (en) | 2008-05-27 |
Family
ID=39586620
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007122711/03A RU2325516C1 (en) | 2007-06-19 | 2007-06-19 | Petroleum deposit development process |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2325516C1 (en) |
-
2007
- 2007-06-19 RU RU2007122711/03A patent/RU2325516C1/en not_active IP Right Cessation
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2426868C1 (en) | Device for extraction of hydrocarbon containing substance in places of natural bedding | |
| RU2303692C2 (en) | Electrochemical method for secondary oil production by oxidation-reduction reaction initiation in oil | |
| US10184322B2 (en) | System, method and apparatus for creating an electrical glow discharge | |
| US4037655A (en) | Method for secondary recovery of oil | |
| US9243487B2 (en) | Electrofracturing formations | |
| US3547193A (en) | Method and apparatus for recovery of minerals from sub-surface formations using electricity | |
| US3211220A (en) | Single well subsurface electrification process | |
| CA2049627C (en) | Recovering hydrocarbons from hydrocarbon bearing deposits | |
| WO2014014390A2 (en) | Method for developing deposits and extracting oil and gas from shale formations | |
| US20070102152A1 (en) | Recovery of hydrocarbons using electrical stimulation | |
| US11306570B2 (en) | Fishbones, electric heaters and proppant to produce oil | |
| US10563492B2 (en) | Method for electrically enhanced oil recovery | |
| EP2212516B1 (en) | System, method and apparatus for creating an electric glow discharge | |
| RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
| RU2696740C1 (en) | Method and device of complex action for heavy oil and bitumen production by means of wave technology | |
| RU2712980C1 (en) | Method of increasing oil production efficiency | |
| RU2325516C1 (en) | Petroleum deposit development process | |
| RU2504646C1 (en) | Method of oil deposit development using flooding | |
| US20220372854A1 (en) | Method for enhancing oil recovery | |
| CA2963459A1 (en) | The method of thermal reservoir stimulation | |
| RU2505668C1 (en) | Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells | |
| RU2347068C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| RU2639003C1 (en) | Method for production of high-viscosity oil | |
| RU2506418C1 (en) | Method for oil deposit development at late stage | |
| RU2399753C2 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190620 |