RU2381353C1 - Oil field development method - Google Patents
Oil field development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2381353C1 RU2381353C1 RU2009109746/03A RU2009109746A RU2381353C1 RU 2381353 C1 RU2381353 C1 RU 2381353C1 RU 2009109746/03 A RU2009109746/03 A RU 2009109746/03A RU 2009109746 A RU2009109746 A RU 2009109746A RU 2381353 C1 RU2381353 C1 RU 2381353C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- working agent
- dispersion
- oil
- injection
- suspended particles
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий отбор жидкости через добывающие скважины и закачку в нагнетательные скважины водогазовой смеси. Эту смесь получают на устье скважин эжектированием в струйном насосе газа. При этом водогазовую смесь диспергируют и гомогенизируют. Для этого водогазовую смесь подают струйным насосом в гидродинамический кавитационный узел и далее - в струйный диспергатор для преобразования энергии струй в энергию акустических волн и образования пульсирующей кавитации. Устройство включает струйный насос с коническим соплом на центральном патрубке подвода воды, боковым патрубком подвода газа и центральным отводом газожидкостной смеси. Согласно изобретению устройство снабжено гидродинамическим кавитационным узлом и струйным диспергатором, расположенными последовательно за струйным насосом в едином с ним корпусе. Гидродинамический кавитационный узел выполнен в виде камеры, на торцовой стенке которой закреплен стакан, имеющий центральную полость и тангенциальный ввод для газожидкостной смеси. Струйный диспергатор выполнен в виде камеры с закрепленным на ее торцовой стенке стаканом с центральной полостью, радиальными входными отверстиями и углублением в дне стакана. Полости стаканов кавитационного узла и струйного диспергатора сообщены между собой посредством центрального канала. Выход для диспергированной газожидкостной смеси выполнен в виде центрально расположенного патрубка, закрепленного на второй торцовой стенке камеры струйного диспергатора (патент РФ №2266396, опубл. 2005.12.20).A known method of developing an oil field, including the selection of fluid through production wells and injection into the injection wells of the gas mixture. This mixture is obtained at the wellhead by gas ejection in a jet pump. In this case, the water-gas mixture is dispersed and homogenized. For this, the gas-water mixture is supplied by a jet pump to a hydrodynamic cavitation unit and then to a jet disperser to convert the energy of the jets into the energy of acoustic waves and the formation of pulsating cavitation. The device includes a jet pump with a conical nozzle on the central pipe for supplying water, a side pipe for supplying gas and a central outlet of the gas-liquid mixture. According to the invention, the device is equipped with a hydrodynamic cavitation unit and a jet disperser, arranged in series behind the jet pump in a single housing. The hydrodynamic cavitation unit is made in the form of a chamber, on the end wall of which there is a glass having a central cavity and a tangential inlet for a gas-liquid mixture. The inkjet dispersant is made in the form of a chamber with a glass fixed to its end wall with a central cavity, radial inlets and a recess in the bottom of the glass. The cavities of the glasses of the cavitation unit and the jet dispersant are interconnected by means of a central channel. The outlet for the dispersed gas-liquid mixture is made in the form of a centrally located nozzle fixed to the second end wall of the jet disperser chamber (RF patent No. 2266396, publ. 2005.12.20).
Известный способ обеспечивает повышение нефтеотдачи, однако при использовании пластовой воды в качестве рабочего агента возникают частые остановки нагнетательных скважин для очистки призабойных зон от отложений механических частиц, что ведет к снижению пластового давления и потере темпов разработки месторождения.The known method provides enhanced oil recovery, however, when using formation water as a working agent, frequent shutdowns of injection wells occur to clean the bottom-hole zones from deposits of mechanical particles, which leads to a decrease in reservoir pressure and a loss in the rate of field development.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в скважину суспензии в органическом растворителе химически модифицированного кремнезема и продавку суспензии продавочной жидкостью. Используют суспензию, содержащую, мас.%: 0,08-0,15 гидрофобного кремнезема с гидрофобностью 98,0-99,5%; 0,02-0,10 дифильного кремнезема с гидрофобностью 40-60% и дополнительно 0,1-0,3 катионоактивного поверхностно-активного вещества КПАВ. Полученную суспензию через диспергатор прокачивают в призабойную зону пласта ПЗП. В качестве продавочной жидкости используют воду. После продавки суспензии в ПЗП скважину без дополнительной выдержки во времени присоединяют к системе поддержания пластового давления. Причем в качестве КПАВ используют четвертичные аммониевые или фосфониевые основания, третичные сульфониевые основания, в качестве кремнезема - аэросил, белую сажу, фильтр-перлит, тальк и другие аморфные кремнеземы с размером дискретных частиц 0,005-0,1 мкм, в качестве органического растворителя - широкую фракцию легких углеводородов, нефрас, нестабильный бензин, дизельное топливо (патент РФ №2191257, опубл. 2002.10.20 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir, comprising pumping a suspension of chemically modified silica into an organic solvent and selling the suspension with a squeezing liquid. Use a suspension containing, wt.%: 0.08-0.15 hydrophobic silica with hydrophobicity 98.0-99.5%; 0.02-0.10 diphilic silica with a hydrophobicity of 40-60% and an additional 0.1-0.3 cationic surfactant CPAS. The resulting suspension is pumped through the dispersant into the bottomhole zone of the PPP formation. Water is used as a squeezing liquid. After selling the suspension in the bottomhole formation zone, the well is added to the reservoir pressure maintenance system without any additional time delay. Moreover, quaternary ammonium or phosphonium bases, tertiary sulfonium bases are used as a surfactant, aerosil, white soot, filter perlite, talc and other amorphous silicas with discrete particles of 0.005-0.1 μm are used as silica, and a wide organic solvent fraction of light hydrocarbons, nefras, unstable gasoline, diesel fuel (RF patent No. 2191257, publ. 2002.10.20 - prototype).
Способ обеспечивает повышение приемистости нагнетательных скважин при том же или меньшем давлении нагнетания и увеличение продолжительности эффекта от обработки. Однако увеличение приемистости при закачке пластовой воды в качестве рабочего агента оказывается кратковременным из-за кольматирования твердыми взвешенными частицами призабойной зоны нагнетательной скважины. Вследствие этого возникают частые остановки нагнетательных скважин для ремонта и очистки призабойных зон от отложений механических частиц, что ведет к снижению пластового давления и потере темпов разработки месторождения.The method provides an increase in the injectivity of injection wells at the same or lower injection pressure and an increase in the duration of the treatment effect. However, the increase in injectivity during the injection of formation water as a working agent is short-term due to clogging with solid suspended particles of the bottom-hole zone of the injection well. As a result, frequent shutdowns of injection wells occur to repair and clean bottom-hole zones from deposits of mechanical particles, which leads to a decrease in reservoir pressure and a loss in the rate of field development.
В предложенном способе решается задача повышения межремонтного периода нагнетательных скважин за счет снижения кольматации призабойной зоны твердыми взвешенными частицами.The proposed method solves the problem of increasing the overhaul period of injection wells by reducing the mudding of the bottom-hole zone by solid suspended particles.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем диспергирование и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению диспергированию подвергают рабочий агент с твердыми взвешенными частицами, за счет диспергирования измельчают твердые взвешенные частицы, находящиеся в рабочем агенте, до дисперсности в пределах 1-5 мкм, при этом давление при диспергировании и закачке рабочего агента поддерживают в пределах 2-10 МПа, а расход рабочего агента поддерживают в пределах 180-360 м3/сут.The problem is solved in that in a method for developing an oil deposit, comprising dispersing and pumping a working agent through injection wells and taking oil through production wells, according to the invention, a working agent with solid suspended particles is dispersed, and solid suspended particles contained in the working agent are crushed by dispersion to a dispersion in the range of 1-5 microns, while the pressure during dispersion and injection of the working agent is maintained within 2-10 MPa, and the flow rate of the working agent is maintained they are in the range of 180-360 m 3 / day.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1) диспергирование;1) dispersion;
2) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;2) injection of a working agent through injection wells;
3) отбор нефти через добывающие скважины;3) oil extraction through production wells;
4) диспергирование рабочего агента с твердыми взвешенными частицами;4) dispersion of the working agent with solid suspended particles;
5) за счет диспергирования измельчение твердых взвешенных частиц, находящихся в рабочем агенте;5) due to dispersion, grinding of solid suspended particles in the working agent;
6) то же до дисперсности в пределах 1-5 мкм;6) the same to a dispersion in the range of 1-5 microns;
7) давление при диспергировании и закачке рабочего агента в пределах 2-10 МПа;7) pressure during dispersion and injection of the working agent within 2-10 MPa;
8) расход рабочего агента в пределах 180-360 м3/сут.8) the consumption of the working agent in the range of 180-360 m 3 / day.
Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1-3 are common with the prototype, signs 4-8 are the salient features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При использовании в качестве рабочего агента пластовой (попутной, подтоварной, сточной) воды, отделенной от добываемой нефти и закачиваемой через нагнетательные скважины в продуктивные пласты, наблюдается снижение приемистости нагнетательных скважин из-за отложений в призабойной зоне твердых взвешенных частиц, грязи, продуктов коррозии трубопроводов и т.п. На данный момент не существует простых в использовании и исполнении эффективных устьевых фильтров, работающих в условиях высокого давления и расходов жидкости, способных очищать рабочий агент. Очистка в цехах подготовки нефти не обеспечивает отсутствия твердых взвешенных частиц, т.к. даже по существующим стандартам вода для поддержания пластового давления содержит определенное количество твердых взвешенных частиц. При закачке такой воды коллекторские свойства многих скважин могут ухудшиться, что приведет к необходимости проведения дорогостоящих ремонтных работ по восстановлению приемистости нагнетательных скважин.When using produced (associated, produced, wastewater) water separated from oil produced and pumped through injection wells into productive formations as a working agent, the injectivity of injection wells decreases due to deposits of solid suspended particles, dirt, and pipeline corrosion products in the bottomhole zone etc. At the moment, there are no easy-to-use and efficient effective wellhead filters operating under high pressure and fluid flow conditions that can clean the working agent. Refining in oil treatment workshops does not ensure the absence of suspended solids, because even by existing standards, water to maintain reservoir pressure contains a certain amount of suspended solids. When such water is injected, the reservoir properties of many wells may deteriorate, which will lead to the need for expensive repairs to restore the injectivity of injection wells.
В предложенном способе решается задача повышения межремонтного периода нагнетательных скважин за счет снижения кольматации призабойной зоны твердыми взвешенными частицами. Задача решается следующим образом.The proposed method solves the problem of increasing the overhaul period of injection wells by reducing the mudding of the bottom-hole zone by solid suspended particles. The problem is solved as follows.
При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. На устье нагнетательной скважины на нагнетательной линии поток рабочего агента (воды) от трубопровода разделяют на два потока и направляют навстречу друг другу с ускорением. Скорость потока и твердых взвешенных частиц увеличивается. При столкновении потоков твердые взвешенные частицы ударяются друг о друга и разбиваются на мелкие частицы. Происходит диспергирование с измельчением твердых взвешенных частиц в рабочем агенте. Необходимая дисперсность твердых взвешенных частиц определяется режимами диспергирования. Необходимая дисперсность твердых взвешенных частиц в пределах 1-5 мкм, т.е. менее размера пор коллектора, достигается при давлении на устье нагнетательной скважины при диспергировании и закачке рабочего агента в пределах 2-10 МПа и расходе рабочего агента в пределах 180-360 м3/сут. После диспергирования потоки соединяют снова в один поток и направляют в нагнетательную скважину.When developing an oil deposit, the working agent is pumped through injection wells and oil is taken through production wells. At the mouth of the injection well on the injection line, the flow of the working agent (water) from the pipeline is divided into two streams and directed towards each other with acceleration. The flow rate and solid suspended particles increases. In the collision of flows, solid suspended particles hit each other and break into small particles. Dispersion occurs with the grinding of solid suspended particles in the working agent. The required dispersion of solid suspended particles is determined by the dispersion regimes. The required dispersion of solid suspended particles within 1-5 microns, i.e. less than the pore size of the reservoir, is achieved at a pressure at the mouth of the injection well during dispersion and injection of the working agent in the range of 2-10 MPa and consumption of the working agent in the range of 180-360 m 3 / day. After dispersion, the streams are reconnected into a single stream and sent to the injection well.
Для осуществления диспергирования на устье нагнетательной скважины размещают диспергатор, способный измельчать твердые взвешенные частицы в рабочем агенте до размеров менее размеров пор коллектора продуктивного пласта. В этом случае твердые взвешенные частицы способны проникать в пласт без кольматации или с существенно меньшей кольматацией призабойной зоны нагнетательной скважины.For dispersion, a dispersant is placed at the mouth of the injection well, capable of grinding solid suspended particles in the working agent to sizes smaller than the pore sizes of the reservoir of the reservoir. In this case, suspended solids are able to penetrate into the formation without mudding or with significantly less mudding of the bottom-hole zone of the injection well.
На чертеже представлен диспергатор для размещения на нагнетательной скважине.The drawing shows a dispersant for placement on an injection well.
Диспергатор имеет два входных канала 1, начинающихся отверстиями 2, и один выходной канал 3, заканчивающийся отверстием 4. Каналы 1 и 3 соединены штуцирующими каналами 5, имеющими меньший диаметр, чем каналы 1 и 3. Диспергатор выполнен из единого объема металла, поэтому для формирования (сверления) штуцирующих каналов 5 предусмотрено технологическое отверстие 6, которое после изготовления диспергатора глушится.The dispersant has two
Диспергатор работает следующим образом.Dispersant works as follows.
Поток рабочего агента (воды) от трубопровода разделяют на два потока и направляют через отверстия 2 в каналы 1. Затем эти два потока через штуцирующие каналы 5 направляют навстречу друг другу, соединяют снова в один поток в выходном канале 3 и направляют через отверстие 4 в нагнетательную скважину. За счет уменьшения проходного сечения при прохождении через штуцирующий канал 5 скорость потока и твердых взвешенных частиц увеличивается. При столкновении потоков твердые взвешенные частицы ударяются друг о друга и разбиваются на мелкие частицы. Диаметры и длины каналов 1 и 5 подбирают опытным путем до достижения дисперсности твердых взвешенных частиц 1-5 мкм. Конкретно диспергатор может иметь каналы 1 длиной от 20 до 26 мм и диаметром от 8 до 18 мм и каналы 5 длиной от 6 до 11 мм и диаметром от 4 до 8 мм.The flow of the working agent (water) from the pipeline is divided into two streams and sent through the
Диспергатор использует в качестве энергии, необходимой для измельчения частиц, давление, уже существующее на устье скважины, создаваемое работой кустовой насосной станции, которая нагнетает рабочий агент на несколько (от 3 до 50) скважин. Диспергатор работает без использования электроэнергии, прост по конструкции и изготовлению (состоит из одного корпуса).The dispersant uses as the energy necessary for grinding particles, the pressure already existing at the wellhead, created by the work of a cluster pumping station, which pumps the working agent into several (from 3 to 50) wells. The dispersant operates without the use of electricity, is simple in design and manufacture (consists of one housing).
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залежи 1147,5 м, глубина водонефтяного контакта 1000 м, пластовое давление 12,5 МПа, пластовая температура 28°С, пористость 16%, проницаемость 0,171 мкм2, нефтенасыщенность 0,8, вязкость нефти в пластовых условиях 1,8 МПа·с, плотность нефти в поверхностных условиях 0,916 г/см3, давление насыщения 5 МПа, газовый фактор 3,557 м3/т, коллектор - поровый. Проницаемость пластов колеблется от 0,176 до 0,083 мкм2. Балансовые запасы колеблются по пластам от 17000 до 100000 тыс.т.An oil reservoir is being developed with the following characteristics: a reservoir depth of 1147.5 m, a water-oil contact depth of 1000 m, reservoir pressure of 12.5 MPa, reservoir temperature of 28 ° C, porosity of 16%, permeability of 0.171 μm 2 , oil saturation of 0.8, oil viscosity in reservoir conditions 1.8 MPa · s, oil density under surface conditions 0.916 g / cm 3 ,
Закачивают рабочий агент - пластовую воду через 180 нагнетательных скважин, отбирают продукцию (нефть) через 600 добывающих скважин.A working agent is injected - produced water through 180 injection wells, production (oil) is taken through 600 producing wells.
Для осуществления диспергирования на устье каждой нагнетательной скважины размещают диспергатор, выполненный согласно чертежу. Диспергатор имеет каналы 1 длиной 25 мм и диаметром 16 мм и каналы 5 длиной 10 мм и диаметром 5 мм. Давление при диспергировании и закачке рабочего агента поддерживают в пределах 7 МПа, а расход рабочего агента поддерживают в пределах 300 м3/сут.To carry out dispersion at the mouth of each injection well, a dispersant made according to the drawing is placed. The dispersant has
В результате удается довести дисперсность твердых взвешенных частиц до размеров 1-5 мкм и исключить снижение приемистости нагнетательных скважин в течение 1 года, тогда как без диспергирования через 4-6 мес. приемистость нагнетательных скважин снижалась на 50-80%.As a result, it is possible to bring the dispersion of solid suspended particles to sizes of 1-5 microns and to eliminate the decrease in injectivity of injection wells for 1 year, while without dispersion after 4-6 months. injectivity of injection wells decreased by 50-80%.
Использование диспергатора и режимов закачки позволит поддерживать достаточную приемистость нагнетательной скважины в течение длительного времени, что приведет к снижению количества ремонтных работ по причине снижения приемистости, к увеличению нефтеотдачи залежи за счет поддержания достаточного объема закачки и охвата залежи заводнением.The use of a dispersant and injection modes will allow maintaining a sufficient injectivity of the injection well for a long time, which will lead to a decrease in the number of repair work due to a decrease in injectivity, to an increase in oil recovery due to the maintenance of a sufficient injection volume and coverage of the reservoir by water flooding.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения межремонтного периода нагнетательных скважин за счет снижения кольматации призабойной зоны твердыми взвешенными частицами.Application of the proposed method will allow to solve the problem of increasing the overhaul period of injection wells by reducing the mudding of the bottom-hole zone by solid suspended particles.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009109746/03A RU2381353C1 (en) | 2009-03-18 | 2009-03-18 | Oil field development method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009109746/03A RU2381353C1 (en) | 2009-03-18 | 2009-03-18 | Oil field development method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2381353C1 true RU2381353C1 (en) | 2010-02-10 |
Family
ID=42123818
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009109746/03A RU2381353C1 (en) | 2009-03-18 | 2009-03-18 | Oil field development method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2381353C1 (en) |
-
2009
- 2009-03-18 RU RU2009109746/03A patent/RU2381353C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
МОЗЖУХИН П.В. Эксплуатация сооружений и оборудования законтурного заводнения нефтяных пластов. - М.: Гостоптехиздат, 1955, с.47-71, 155-157. МАРХАСИН И.Л. и др. Подготовка нефтепромысловых сточных вод методом электрофлотации к использованию в системе заводнения нефтяных коллекторов. Обзорная информация. Серия «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». - М.: ВНИИОЭНГ, 1982, с.1-45. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7059591B2 (en) | Method and apparatus for enhanced oil recovery by injection of a micro-dispersed gas-liquid mixture into the oil-bearing formation | |
CN107152265B (en) | Low-frequency hydraulic pulsation coupling hydraulic ultrasonic generating system for injection enhancement of low-permeability reservoir | |
CN102767333A (en) | Particle impact drilling simulation experiment method and device thereof | |
CN112096346B (en) | Multistage composite rotational flow and turbulent flow sound wave ultra-strong viscosity reduction, paraffin control and oil increasing device | |
CN103883305A (en) | Deepwater seabed oil and water separation and reinjection device | |
RU2266396C2 (en) | Method and device for oil pool development | |
RU2008140641A (en) | METHOD FOR PREPARING AND PUMPING HETEROGENEOUS MIXTURES INTO THE PLAST AND INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
RU48205U1 (en) | WELL PUMP UNIT (OPTIONS) | |
RU2381353C1 (en) | Oil field development method | |
RU2708430C1 (en) | Operating method for water-flooded gas or gas condensate well | |
CN105366834A (en) | Polymer-contained sewage processing system of offshore platform | |
CN204058124U (en) | A kind of polymer-bearing waste-water treatment system of offshore platform | |
RU2374429C1 (en) | Low-permiability reservoir bottomhole cleaning device | |
RU2222717C1 (en) | Well jet plant for alternating hydrodynamic bottom hole zone treatment | |
RU2136859C1 (en) | Method of development of oil fields | |
CN108590598B (en) | Water-gas dispersion system generation device, ground injection system and ground injection method | |
RU2296248C2 (en) | Method of operation of pump-ejector well pulse plant | |
RU2206730C1 (en) | Method of pulse-jet stimulation of well and producing formation and device for method embodiment | |
RU65965U1 (en) | DEVICE FOR GAS AND SAND SEPARATION WHEN LIQUID IS PUMPED FROM A WELL WITH A SUBMERSIBLE ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP | |
SU1596079A1 (en) | Method and installation for gas-lift operation of well | |
CN203269692U (en) | Physical type oil-water mixture separation device | |
RU2181167C1 (en) | Jet plant for completion of wells and postcompletion tests | |
RU2186946C2 (en) | Device for removal of fluid from bottom hole of gas well | |
CN204939403U (en) | The integrated dewatering unit of crude oil with poor quality | |
CN103265130A (en) | Physical oil-water mixed liquid separator |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160319 |