RU2435951C1 - Procedure for development of high viscous oil deposit - Google Patents
Procedure for development of high viscous oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2435951C1 RU2435951C1 RU2010111414/03A RU2010111414A RU2435951C1 RU 2435951 C1 RU2435951 C1 RU 2435951C1 RU 2010111414/03 A RU2010111414/03 A RU 2010111414/03A RU 2010111414 A RU2010111414 A RU 2010111414A RU 2435951 C1 RU2435951 C1 RU 2435951C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- coolant
- amount
- pumped
- steam
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки высоковязкой нефти при тепловом воздействии на пласт.The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for the development of highly viscous oil with thermal effects on the reservoir.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти путем закачки в пласт через добывающую скважину пара, остановку скважины и последующий пуск скважины в эксплуатацию с целью добычи разогретой нефти, причем продолжительность периода пропитки определяется по моменту существенного снижения скорости падения пластового давления [Патент США №3434544, МПК Е21 В 43/24; опубл. 25.03.1969 г.].There is a method of developing a reservoir of highly viscous oil by injecting steam into a formation through a producing well, shutting down the well and then putting the well into operation to produce heated oil, the length of the impregnation period being determined at the time of a significant decrease in the rate of formation pressure drop [US Patent No. 3434544, IPC E21 B 43/24; publ. 03/25/1969].
Недостатком данного способа является невысокая эффективность добычи нефти, обусловленная невысокой эффективностью использования введенного в пласт тепла, длительным простоем скважины в период пропитки.The disadvantage of this method is the low efficiency of oil production, due to the low efficiency of the use of heat introduced into the formation, long downtime of the well during the treatment period.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти путем закачки в пласт через добывающую скважину пара, остановку скважины и последующий пуск скважины в эксплуатацию с целью добычи разогретой нефти, причем вместе с паром в скважину закачивают растворитель. [Патент США №2002/0144818, МПК Е21 В 43/24; опубл. 10.10.2002 г.].There is a method of developing a reservoir of high-viscosity oil by injecting steam into a formation through a producing well, shutting down the well and then putting the well into operation in order to produce heated oil, the solvent being pumped into the well together with steam. [US Patent No. 2002/0144818, IPC E21 B 43/24; publ. 10/10/2002].
Недостатком данного способа также является невысокая эффективность добычи нефти, обусловленная невысокой эффективностью использования введенного в пласт тепла, длительным простоем скважины в период пропитки.The disadvantage of this method is also the low efficiency of oil production, due to the low efficiency of the use of heat introduced into the formation, long downtime of the well during the treatment period.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти путем закачки в пласт через добывающую скважину пара, последующую закачку охлаждающей жидкости в пласт и последующую закачку гелеобразующей системы с целью блокирования высокопроницаемых зон [Способ разработки нефтяного месторождения. Патент РФ №2065031, МПК Е21 В 43/22, опубл. 10.08.1996 г.].There is a method of developing a reservoir of high viscosity oil by injecting steam into a formation through a producing well, then injecting coolant into the formation and then injecting a gelling system to block highly permeable zones [Method for developing an oil field. RF patent No. 2065031, IPC E21 B 43/22, publ. 08/10/1996].
Способ направлен на такое охлаждение призабойной зоны, которое обеспечивает эффективное гелеобразование в пласте. Однако такая технология не приводит к повышению эффективности использования введенного в пласт тепла и не обеспечивает гарантированные условия работы скважинных насосов.The method is aimed at cooling the bottom-hole zone, which provides effective gel formation in the formation. However, this technology does not increase the efficiency of the heat introduced into the formation and does not provide guaranteed working conditions for borehole pumps.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти путем закачки в пласт через добывающую скважину теплоносителя, остановку скважины на пропитку и последующий отбор через нее нефти [Антониади Д.Г. Пароциклические обработки призабойных зон в нефтяных скважинах. - Краснодар. Совет. Кубань, 2005, стр.30-31].The closest in technical essence is the way to develop deposits of highly viscous oil by injecting coolant into the reservoir through the producing well, stopping the well for impregnation and subsequent oil extraction through it [Antoniadi D.G. Steam cyclic treatment of bottom-hole zones in oil wells. - Krasnodar. Tip. Kuban, 2005, pp. 30-31].
Недостатками способа являются значительная энергоемкость, невысокая эффективность использования тепла, большая продолжительность периода пропитки и общей продолжительности обработки, а также высокие температуры добываемой жидкости, которые могут привести к выводу из строя установленных в скважине насосов.The disadvantages of the method are significant energy consumption, low heat utilization efficiency, a long duration of the impregnation period and the total processing time, as well as high temperatures of the produced fluid, which can lead to failure of the pumps installed in the well.
В изобретении решается задача устранения указанных недостатков, а именно, повышение эффективности разработки залежи высоковязкой нефти за счет более рационального использования введенного в пласт тепла, снижения периода пропитки и общей продолжительности обработки, увеличения добычи нефти за счет сокращения времени простоя скважины, расширения и повышения надежности арсенала технологических средств добычи нефти, достигаемых за счет снижения температуры добываемой жидкости. Так, применение данного способа позволяет использовать более дешевые насосы, рабочая температура которых существенно ниже температуры закачиваемого пара, достигающей 330-340°С. Могут быть использованы насосы с рабочей температурой 100-170°С.The invention solves the problem of eliminating these drawbacks, namely, increasing the efficiency of developing a highly viscous oil deposit due to a more rational use of heat introduced into the formation, reducing the impregnation period and the total processing time, increasing oil production by reducing well downtime, expanding and increasing the reliability of the arsenal technological means of oil production, achieved by lowering the temperature of the produced fluid. So, the application of this method allows the use of cheaper pumps, the operating temperature of which is significantly lower than the temperature of the injected steam, reaching 330-340 ° C. Pumps with an operating temperature of 100-170 ° C can be used.
Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти путем закачки в пласт через добывающую скважину теплоносителя и последующий отбор через нее нефти, отличающийся тем, что после закачки теплоносителя в скважину закачивают охлаждающую жидкость, количество которой определяют по эмпирическому соотношению:The problem is solved in that in the method of developing a highly viscous oil deposit by pumping coolant into the formation through a producing well and then extracting oil through it, characterized in that after the coolant is pumped into the well, coolant is pumped, the amount of which is determined by the empirical ratio:
0,5*[QT*(0,1163*ln(h)+0,1333]≤Qжидкость≤1,5*[QT*(0,1163*ln(h)+0,1333],0.5 * [Q T * (0.1163 * ln (h) +0.1333] ≤Q liquid ≤1.5 * [Q T * (0.1163 * ln (h) +0.1333],
где Qжидкость - количество закачанной охлаждающей жидкости, тонн;where Q fluid is the amount of injected coolant, tons;
QT - количество закачанного с теплоносителем тепла в пласт, ГДж;Q T - the amount of heat pumped with the coolant into the reservoir, GJ;
h - эффективная толщина пласта, м.h is the effective thickness of the reservoir, m
В качестве охлаждающей жидкости или, по крайней мере, части ее используют воду, ненагретую воду, щелочной или кислотный раствор, нефть, газ.Water, unheated water, an alkaline or acid solution, oil, gas are used as a coolant, or at least part of it.
Признаками способа является следующее.The features of the method is the following.
1) Разработка залежи высоковязкой нефти путем закачки в пласт через добывающую скважину теплоносителя.1) Development of a reservoir of high-viscosity oil by injection into the reservoir through the production well of the coolant.
2) Последующий отбор через добывающую скважину нефти.2) Subsequent extraction through an oil production well.
3) После закачки теплоносителя в скважину закачивают охлаждающую жидкость в количестве от 0,1 до 2,0 тонн на 1 ГДж тепла закачанного с теплоносителем.3) After the coolant is pumped into the well, coolant is pumped in an amount of 0.1 to 2.0 tons per 1 GJ of heat pumped with the coolant.
4) Верхнюю и нижнюю границы наиболее эффективного диапазона количества закачки охлаждающей жидкости определяют по эмпирическому соотношению:4) The upper and lower boundaries of the most effective range of the amount of coolant injection are determined by the empirical ratio:
QТ - количество закачанного с теплоносителем тепла в пласт, ГДж;Q T - the amount of heat pumped with the coolant into the reservoir, GJ;
ln(h) - натуральный логарифм от эффективной толщины пласта, м.ln (h) is the natural logarithm of the effective reservoir thickness, m
5) В случае превышения расчетной температуры на забое скважины в период отбора нефти рабочей температуры используемого скважинного насоса при выбранном объеме закачки охлаждающей жидкости, расчетное количество закачки охлаждающей жидкости увеличивают до значения, при котором температура на забое скважины в период отбора нефти не превысит рабочую температуру насоса.5) If the estimated temperature at the bottom of the well during the oil extraction period of the working temperature of the used pump at a selected volume of coolant injection, the calculated amount of injection of coolant is increased to a value at which the temperature at the bottom of the well during oil extraction will not exceed the operating temperature of the pump .
6) По окончании закачки охлаждающей жидкости в скважину закачивают нефть или углеводородную жидкость в объеме 1-20 м3 на 1 метр интервала перфорации, при этом количество закачки углеводородной жидкости входит в расчетное количество закачки охлаждающей жидкости.6) At the end of the coolant injection, oil or hydrocarbon liquid is injected into the well in a volume of 1-20 m 3 per 1 meter of the perforation interval, while the amount of hydrocarbon fluid injection is included in the estimated amount of coolant injection.
7) По окончании закачки охлаждающей жидкости в скважину закачивают гелеобразующий агент в объеме 5-50 м3 на 1 метр интервала перфорации, при этом количество закачки гелеобразующего агента входит в расчетный объем закачки охлаждающей жидкости.7) At the end of the coolant injection, a gelling agent is pumped into the well in a volume of 5-50 m 3 per 1 meter of the perforation interval, while the amount of gelling agent is included in the estimated coolant injection volume.
8) В качестве охлаждающей жидкости или, по крайней мере, части ее используют воду, ненагретую воду, щелочной или кислотный раствор, нефть, газ.8) Water, unheated water, an alkaline or acid solution, oil, gas are used as a coolant, or at least part of it.
Сущность изобретения заключается в следующем.The invention consists in the following.
Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов широко применяют при разработке нефтяных месторождений высоковязкой нефти и природных битумов. Самыми распространенными тепловыми методами воздействия на пласт являются паротепловые обработки скважин. Наибольшее распространение получила следующая технология паротепловых обработок скважин [Антониади Д.Г. Пароциклические обработки призабойных зон в нефтяных скважинах. - Краснодар. Совет. Кубань, 2005, стр.30-31], заключающаяся в том, что в пласт через скважину закачивают теплоноситель (водяной пар), объем которого в пересчете на конденсат (т.е. воду) обычно составляет 1000-3000 тонн, далее скважину останавливают на срок от нескольких до десятков суток - так называемый период пропитки - после чего пускают в эксплуатацию.Thermal enhanced oil recovery methods are widely used in the development of high-viscosity oil and natural bitumen oil fields. The most common thermal methods for stimulating a formation are steam and thermal treatment of wells. The following technology of steam and thermal treatment of wells was most widely used [Antoniadi D.G. Steam cyclic treatment of bottom-hole zones in oil wells. - Krasnodar. Tip. Kuban, 2005, pp. 30-31], which consists in the fact that coolant (water vapor) is pumped into the formation through the well, the volume of which in terms of condensate (ie water) is usually 1000-3000 tons, then the well is stopped for a period of several to tens of days - the so-called impregnation period - after which they are put into operation.
Нефтеотдача пласта и дебиты нефти при закачке в него пара возрастают за счет снижения вязкости нефти под воздействием тепла, ее термического расширения, дистилляции нефти паром, благоприятного изменения подвижностей и фазовых проницаемостей для нефти и воды. В период пропитки происходят также явления термокапиллярного массообмена, при которых вода впитывается в плотные части пород (матрицу), а нефть из матрицы поступает в трещины или высокопроницаемые каналы, прогретые теплоносителем и заполненные горячей водой.Oil recovery and oil production rates when steam is injected into it increase due to a decrease in oil viscosity under the influence of heat, its thermal expansion, steam distillation of oil, a favorable change in mobility and phase permeability for oil and water. During the impregnation period, thermocapillary mass transfer phenomena also occur, in which water is absorbed into the dense parts of the rocks (matrix), and oil from the matrix enters into cracks or highly permeable channels heated by a coolant and filled with hot water.
При закачке пара температура добываемой после периода пропитки жидкости может достигать 320-330°С и более. Вместе с тем большинство современных скважинных насосов не способны работать при такой температуре. Поэтому еще одна задача периода пропитки - охладить пласт до температур, при которых используемый скважинный насос является работоспособным. В период пропитки происходят потери тепла из пласта в окружающие непродуктивные породы и снижается эффективность воздействия. Чем дольше период пропитки, тем выше теплопотери, тем ниже эффективность обработки. Чем дольше период пропитки, тем дольше общая продолжительность обработки, которая складывается из продолжительности периодов закачки, пропитки и добычи. Чем дольше продолжительность обработки, тем больше потери в добыче нефти из-за простоя скважины.When steam is injected, the temperature of the liquid produced after the period of impregnation can reach 320-330 ° C or more. However, most modern borehole pumps are not able to operate at this temperature. Therefore, another task of the impregnation period is to cool the formation to temperatures at which the well pump used is operational. During the impregnation period, heat is lost from the formation to the surrounding unproductive rocks and the impact efficiency is reduced. The longer the impregnation period, the higher the heat loss, the lower the processing efficiency. The longer the impregnation period, the longer the total processing time, which is the sum of the duration of the periods of injection, impregnation and production. The longer the processing time, the greater the loss in oil production due to down time.
Исследования показали, что при закачке охлаждающих флюидов сразу же после окончания закачки необходимого объема пара можно, во-первых, существенно сократить общую продолжительность обработки и, во-вторых, повысить эффективность добычи и, кроме того, обеспечить возможность использования скважинных насосов, рассчитанных на относительно невысокие температуры (до 150-170°С).Studies have shown that when injecting cooling fluids immediately after the injection of the required volume of steam, it is possible, firstly, to significantly reduce the total processing time and, secondly, to increase production efficiency and, in addition, to ensure the possibility of using borehole pumps designed for relatively low temperatures (up to 150-170 ° C).
При закачке в пласт охлаждающей жидкости тепло переносится вглубь пласта. Расчеты показали (см. фиг.1), что, регулируя объемы закачки охлаждающей жидкости, можно обеспечить добычу отбираемых из пласта флюидов с температурой, не превышающей рабочую температуру скважинных насосов. Промышленностью достаточно отработаны насосы с рабочей температурой до 150-170°С. Для ряда новых моделей насосов рабочая температура может достигать 200-210°С, однако они существенно дороже предыдущих.When coolant is injected into the formation, heat is transferred deep into the formation. The calculations showed (see Fig. 1) that, by regulating the volumes of coolant injected, it is possible to ensure the production of fluids taken from the formation with a temperature not exceeding the operating temperature of the well pumps. The industry has sufficiently developed pumps with an operating temperature of up to 150-170 ° C. For a number of new pump models, the operating temperature can reach 200-210 ° C, but they are significantly more expensive than the previous ones.
Более того, расчеты показали, что в широком диапазоне рабочих температур, допустимых для современных насосов, объем дополнительной добычи нефти по предлагаемой технологии превышает таковой при использовании традиционной технологии паротепловой обработки скважин с остановкой на пропитку (см. фиг.2). Это обусловлено тем, что при предлагаемой технологии тепло, введенное в пласт, не отбирается сразу же после пуска скважины в эксплуатацию, как в способе по прототипу.Moreover, the calculations showed that in a wide range of operating temperatures acceptable for modern pumps, the amount of additional oil production by the proposed technology exceeds that when using the traditional technology of steam-heat treatment of wells with a stop for impregnation (see figure 2). This is due to the fact that with the proposed technology, the heat introduced into the reservoir is not taken away immediately after the well is put into operation, as in the prototype method.
Отодвинутое вглубь пласта закачкой охлаждающих флюидов тепло используется более эффективно, что и приводит к росту дополнительной добычи нефти.The heat moved deeper into the reservoir by the injection of cooling fluids is used more efficiently, which leads to an increase in additional oil production.
С целью повышения эффективности добычи способ предусматривает закачку после теплоносителя вместе с водой или вместо воды, растворов щелочи, кислотного раствора, нефти, газа.In order to increase production efficiency, the method provides for injection after the coolant together with water or instead of water, alkali solutions, acid solution, oil, gas.
Наиболее эффективным вариантом реализации способа является закачка охлаждающей воды, щелочного или кислотного растворов в ненагретом виде. При этом не тратится какая-либо энергия на нагрев перечисленных выше агентов, как предусмотрено в [Способ разработки нефтяного месторождения. Патент РФ №2065031, МПК Е21 В 43/22, опубл. 10.08.1996 г.].The most effective implementation of the method is the injection of cooling water, alkaline or acid solutions in unheated form. In this case, no energy is spent on heating the above agents, as provided in [Method for the development of an oil field. RF patent No. 2065031, IPC E21 B 43/22, publ. 08/10/1996].
Количество закачки охлаждающей жидкости, при котором предлагаемый способ остается эффективным, варьируют в широких пределах: от 0,1 до 2,0 тонн на 1 ГДж тепла закачанного с теплоносителем (см фиг.3). Однако, как показали расчеты (см. фиг.3), в широком диапазоне пластовых условий способ становится наиболее эффективным, если количество закачки охлаждающей жидкости находится в пределах от 
QT - количество закачанного с теплоносителем тепла в пласт, ГДж;Q T - the amount of heat pumped with the coolant into the reservoir, GJ;
ln(h) - натуральный логарифм от эффективной толщины пласта, м.ln (h) is the natural logarithm of the effective reservoir thickness, m
В этом случае разброс в значениях дополнительной добычи нефти не будет превышать 10% от наивысшего значения дополнительной добычи нефти.In this case, the spread in the values of additional oil production will not exceed 10% of the highest value of additional oil production.
Указанный эффект хорошо иллюстрирует фиг.3 предложенного способа разработки залежи высоковязкой нефти, который с пояснениями приведен ниже. Возьмем для примера пласт с эффективной толщиной 10 м. Пересечение графика прироста добычи нефти с осью ординат показывает прирост добычи нефти от традиционной паротепловой обработки скважин (ПТОС), равный около 58%, когда закачка охлаждающей жидкости равна 0. При закачке охлаждающей жидкости, как видно из графика, по мере увеличения ее объема вначале прирост добычи нефти немного уменьшается, затем увеличивается и, начиная с некоторого значения (примерно 0,15 тонн/ГДж), становится больше, чем в случае традиционной паротепловой обработки. При дальнейшем увеличении объема закачки охлаждающей жидкости прирост добычи нефти монотонно возрастает, достигает точки максимума и затем снижается, достигая в точке 0,67 тонн/ГДж значения такового при традиционном ПТОС. Поэтому при закачке охлаждающей жидкости в объеме от 0.15 до 0.67 тонн/Гдж прирост добычи нефти превышает таковой при традиционном ПТОС.This effect is well illustrated by figure 3 of the proposed method for the development of deposits of high viscosity oil, which is explained below. For example, take a reservoir with an effective thickness of 10 m. The intersection of the oil production growth chart with the ordinate axis shows an increase in oil production from conventional steam-heat treatment of wells (PTOS), which is about 58% when the coolant injection is 0. When the coolant is injected, as you can see from the graph, as its volume increases, at first the increase in oil production decreases slightly, then it increases and, starting from a certain value (approximately 0.15 tons / GJ), it becomes larger than in the case of traditional steam and thermal treatment. With a further increase in the volume of coolant injected, the increase in oil production monotonously increases, reaches a maximum point, and then decreases, reaching a value of 0.67 tons / GJ at the point of this with traditional PTOS. Therefore, when coolant is injected in a volume from 0.15 to 0.67 tons / GJ, the increase in oil production exceeds that of conventional PTOS.
В формуле изобретения предложено соотношение, по которому определяют количество охлаждающей жидкости, данная формула получена эмпирическим путем на основе обработки многовариантных расчетов. Можно убедиться, что рассчитанный по указанному соотношению объем закачки охлаждающей жидкости соответствует данным, приведенным на фиг.3 действительно, примем, например, что в пласт с эффективной толщиной 10 м закачали вместе с теплоносителем 1 Гдж тепла. Тогда по формуле изобретения количество охлаждающей жидкости определится по соотношению: 0,5*[QT*(0,1163*ln(h)+0,1333]≤Qжидкость≤1,5*[QT*(0,1163*ln(h)+0,1333], илиThe formula of the invention proposes a ratio by which the amount of coolant is determined, this formula is obtained empirically based on the processing of multivariate calculations. It can be verified that the coolant injection volume calculated from the indicated ratio corresponds to the data shown in Fig. 3, for example, we take, for example, that 1 GJ of heat was pumped into the formation with an effective thickness of 10 m. Then, according to the claims, the amount of coolant will be determined by the ratio: 0.5 * [Q T * (0.1163 * ln (h) +0.1333] ≤Q liquid ≤1.5 * [Q T * (0.1163 * ln (h) +0.1333], or
0,2 тонн≤Qжидкость≤0,6 тонн, или0.2 tons ≤Q liquid ≤0.6 tons, or
0,2 (тонн/1 Гдж тепла≤Qжидкость≤0,6 тонн (тонн/1 Гдж тепла).0.2 (tons / 1 GJ heat ≤Q liquid ≤0.6 tons (tons / 1 GJ heat).
Как видно из вышеуказанного, при этих объемах закачки охлаждающей жидкости прирост добычи нефти будет выше, чем в случае традиционной паротепловой обработки скважин.As can be seen from the above, with these volumes of coolant injection, the increase in oil production will be higher than in the case of traditional steam and thermal treatment of wells.
При этом для обеспечения целостности скважины в процессе закачки охлаждающей жидкости ее температуру постепенно уменьшают от температуры теплоносителя до температуры охлаждающей жидкости на поверхности. Темп снижения температуры целесообразно принимать в размере 15-30°С/час, т.к. более резкое охлаждение может привести к нарушениям целостности труб.Moreover, to ensure the integrity of the well during the injection of coolant, its temperature is gradually reduced from the temperature of the coolant to the temperature of the coolant on the surface. The temperature reduction rate should be taken in the amount of 15-30 ° C / hour, because sharper cooling can lead to pipe integrity problems.
Сущность изобретения поясняется чертежом, где:The invention is illustrated in the drawing, where:
на фиг.1 - показана зависимость максимальной температуры на забое скважины в цикле добычи паротепловой обработки скважин от удельной закачки охлаждающей жидкости;figure 1 - shows the dependence of the maximum temperature at the bottom of the well in the cycle of production of thermal steam treatment of wells from the specific injection of coolant;
на фиг.2 - показана зависимость прироста добычи нефти от максимальной температуры на забое скважины в цикле добычи нефти для традиционной паротепловой обработки скважин (ПТОС) и ПТОС с закачкой охлаждающей жидкости. Прирост добычи нефти определялся как отношение дополнительной добычи нефти к добыче нефти в базовом варианте - заводнении;figure 2 - shows the dependence of the increase in oil production from the maximum temperature at the bottom of the well in the oil production cycle for traditional steam thermal treatment of wells (PTOS) and PTOS with coolant injection. The increase in oil production was determined as the ratio of additional oil production to oil production in the base case - water flooding;
на фиг.3 - показана зависимость прироста добычи нефти от удельной закачки охлаждающей жидкости при ПТОС с закачкой охлаждающей жидкости. Прирост добычи нефти определялся как отношение дополнительной добычи нефти к добыче нефти в базовом варианте - заводнении.figure 3 - shows the dependence of the increase in oil production from the specific injection of coolant during PCE with the injection of coolant. The increase in oil production was determined as the ratio of additional oil production to oil production in the base case - water flooding.
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
Разработку залежи высоковязкой нефти реализуют путем закачки в пласт через добывающую скважину теплоносителя, с последующей закачкой охлаждающей жидкости в определенном количестве, после чего из скважины осуществляют отбор нефти.High-viscosity oil deposits are developed by pumping coolant into the formation through a producing well, followed by a certain amount of coolant injected, after which oil is taken from the well.
При этом для обеспечения целостности скважины в процессе закачки охлаждающей жидкости ее температуру постепенно уменьшают от температуры теплоносителя до температуры охлаждающей жидкости на поверхности. Темп снижения температуры целесообразно принимать в размере 15-30°С/час, т.к. более резкое охлаждение может привести к нарушениям целостности труб.Moreover, to ensure the integrity of the well during the injection of coolant, its temperature is gradually reduced from the temperature of the coolant to the temperature of the coolant on the surface. The temperature reduction rate should be taken in the amount of 15-30 ° C / hour, because sharper cooling can lead to pipe integrity problems.
При этом количество охлаждающей жидкости может изменяться в пределах от 0,1 до 2,0 тонн на 1 ГДж тепла закачанного с теплоносителем, но наиболее эффективное количество охлаждающей жидкости должно находиться в диапазоне от
QT - количество закачанного с теплоносителем тепла в пласт, ГДж;Q T - the amount of heat pumped with the coolant into the reservoir, GJ;
ln(h) - натуральный логарифм от эффективной толщины пласта, м.ln (h) is the natural logarithm of the effective reservoir thickness, m
В случае превышения расчетной температуры на забое скважины в период отбора нефти рабочей температуры используемого скважинного насоса при выбранном объеме закачки охлаждающей жидкости, расчетное количество закачки охлаждающей жидкости увеличивают до значения, при котором температура на забое скважины в период отбора нефти не превысит рабочую температуру насоса.If the calculated temperature at the bottom of the well during the oil extraction period of the working temperature of the used pump at a selected volume of coolant injection is exceeded, the calculated amount of injection of coolant is increased to a value at which the temperature at the bottom of the well during the period of oil extraction will not exceed the operating temperature of the pump.
По окончании закачки охлаждающей жидкости в скважину закачивают: нефть или углеводородную жидкость в объеме 1-20 м3 на 1 метр интервала перфорации или гелеобразующий агент в объеме 5-50 м3 на 1 метр интервала перфорации. При этом количество закачки углеводородной жидкости и гелеобразующего агента входит в расчетное количество закачки охлаждающей жидкости.At the end of the coolant injection, the following are pumped into the well: oil or hydrocarbon fluid in a volume of 1-20 m 3 per 1 meter of the perforation interval or a gelling agent in the amount of 5-50 m 3 per 1 meter of the perforation interval. In this case, the injection amount of the hydrocarbon liquid and the gelling agent is included in the estimated amount of injection of the coolant.
В качестве охлаждающей жидкости или, по крайней мере, части ее, используют воду, ненагретую воду, щелочной или кислотный раствор, нефть, газ.As a coolant, or at least part of it, use water, unheated water, an alkaline or acid solution, oil, gas.
Примеры реализации способа.Examples of the method.
Для расчетов использовалась модель неизотермической трехфазной фильтрации. Пример 1. Радиальный элемент пласта радиусом 250 м, залегающий на глубине 1300 м, насыщен нефтью вязкости 565 мПа·с при пластовых условиях: температуре 20°С и давлении 10,5 МПа. Пласт сложен породами карбонатного типа и имеет сильно неоднородную структуру. Коэффициент вариации проницаемости по слоям пласта равен 103%. Суммарная эффективная толщина пласта 18 м, начальная нефтенасыщенность 0,75, средняя пористость - 26%, средняя песчанистость - 0,56. Обрабатываемая скважина расположена в центре элемента пласта.For calculations, a non-isothermal three-phase filtration model was used. Example 1. A radial element of the formation with a radius of 250 m, lying at a depth of 1300 m, is saturated with oil of viscosity 565 MPa · s under reservoir conditions: temperature 20 ° C and pressure 10.5 MPa. The formation is composed of carbonate rocks and has a highly heterogeneous structure. The coefficient of variation of permeability in the layers of the reservoir is 103%. The total effective thickness of the formation is 18 m, the initial oil saturation is 0.75, the average porosity is 26%, and the average sand content is 0.56. The treated well is located in the center of the reservoir element.
С помощью математической модели выбрали следующие оптимальные параметры традиционной паротепловой обработки скважины (ПТОС). Температура и давление пара на устье скважины - 350,7°С и 17 МПа соответственно, сухость пара - 0,75. Количество закачанного пара составило 1800 тонн, а количество закачанной с паром энергии - 3940 ГДж.Using the mathematical model, we selected the following optimal parameters of the traditional steam thermal treatment of the well (PTOS). The temperature and pressure of the steam at the wellhead are 350.7 ° C and 17 MPa, respectively, and the dryness of the steam is 0.75. The amount of injected steam was 1800 tons, and the amount of energy injected with steam was 3940 GJ.
Согласно результатам расчета, чтобы после обработки паром начать эксплуатацию скважины широко распространенными насосами с рабочей температурой не более 170°С, период пропитки скважины в традиционном ПТОС должен составлять 113 суток. Дополнительная добыча нефти в этом случае составит 2457 м, паронефтяное соотношение - 0,73 тонн пара/(м3 дополнительно добытой нефти), а общее время пароциклической обработки - 323 суток.According to the calculation results, in order to start well operation after wide steam pumping with widespread pumps with an operating temperature of not more than 170 ° С, the well infiltration period in a traditional PTOS should be 113 days. The additional oil production in this case will be 2457 m, the oil-vapor ratio is 0.73 tons of steam / (m 3 of additionally extracted oil), and the total time for steam processing is 323 days.
С целью улучшения технико-экономических показателей ПТОС согласно изобретению сразу после закачки пара в скважину закачали охлаждающую воду в рассчитанном количестве - 2084 тонн. Время закачки охлаждающей воды составило 9 суток, что в 12,6 раз меньше чем период пропитки в традиционном ПТОС. Сразу после закачки охлаждающей воды скважину пустили в эксплуатацию. В этом случае, как показали расчеты, максимальная температура на приеме насоса составила 160°С, что на 10°С меньше, чем при традиционном ПТОС. Добыча дополнительной нефти составила 5769 м3, что на 235% больше, чем при традиционном ПТОС. Паронефтяное отношение составило 0.31 тонн пара/(м3 дополнительно добытой нефти), а общее время пароциклической обработки - 206 суток, что в 1,6 раз меньше чем продолжительность традиционной ПТОС.In order to improve the technical and economic indicators of the technical vocational training according to the invention, immediately after the injection of steam, cooling water was pumped into the well in an estimated amount of 2084 tons. The cooling water injection time was 9 days, which is 12.6 times less than the impregnation period in traditional PTOS. Immediately after the cooling water was injected, the well was put into operation. In this case, as shown by the calculations, the maximum temperature at the pump intake was 160 ° C, which is 10 ° C lower than with traditional PTOS. The production of additional oil amounted to 5769 m 3 , which is 235% more than with traditional PTOS. The oil-steam ratio amounted to 0.31 tons of steam / (m 3 of additionally extracted oil), and the total time of the steam cyclic treatment was 206 days, which is 1.6 times less than the duration of traditional PTOS.
Пример 2. Элемент пласта имел такие характеристики, что и в примере 1. В качестве насоса был выбран УЭЦН с максимальной рабочей температурой 140°С. Закачку пара произвели в том же количестве, что и в примере 1. Рассчитанное количество охлаждающей воды как и в примере 1 - 2084 тонн. Расчеты показали, что максимальная температура добываемых флюидов на приеме насоса составляет 160°С, что на 20°С выше максимальной рабочей температуры насоса. Поэтому количество охлаждающей жидкости было увеличено до 2390 тонн. Время закачки охлаждающей воды составило 10,3 суток. После закачки охлаждающей воды скважину ввели в эксплуатацию. Расчеты показали, что в этом случае добыча дополнительной нефти составила 5711 м3, что на 1,0% меньше, чем в примере 1. Паронефтяное отношение составило 0,32 тонн пара/(м3 дополнительно добытой нефти), а общее время пароциклической обработки - 207 суток.Example 2. The reservoir element had such characteristics as in example 1. ESP with a maximum operating temperature of 140 ° C was selected as a pump. Steam was produced in the same amount as in example 1. The calculated amount of cooling water as in example 1 - 2084 tons. The calculations showed that the maximum temperature of the produced fluids at the pump intake is 160 ° C, which is 20 ° C higher than the maximum working temperature of the pump. Therefore, the amount of coolant was increased to 2390 tons. The cooling water injection time was 10.3 days. After the cooling water was injected, the well was put into operation. Calculations showed that in this case, the production of additional oil amounted to 5711 m 3 , which is 1.0% less than in example 1. The steam-oil ratio was 0.32 tons of steam / (m 3 of additional oil produced), and the total time for steam processing - 207 days.
Пример 3. Элемент пласта имел такие характеристики, что и в примере 1. Закачку пара произвели в том же количестве, что и в примере 1. Суммарное количество охлаждающей жидкости было выбрано как в примере 1. После закачки охлаждающей воды в количестве 1894 тонн было закачано 190 тонн (200 м3) нефти. Суммарное количество охлаждающих жидкостей (воды и нефти), как и в примере 1, составило 2084 тонн. Время закачки охлаждающей воды составило 8 суток, нефти - 1 сутки. После закачки нефти скважину ввели в эксплуатацию. Расчеты показали, что в этом случае добыча дополнительной нефти (за вычетом 200 м3 нефти закачанной в пласт) составила 5921 м3, что на 2.6% больше, чем в примере 1. Паронефтяное отношение составило 0,30 тонн пара/(м3 дополнительно добытой нефти), а общее время пароциклической обработки - 207 суток.Example 3. The reservoir element had such characteristics as in example 1. The steam was injected in the same amount as in example 1. The total amount of coolant was selected as in example 1. After the injection of cooling water in the amount of 1894 tons was pumped 190 tons (200 m 3 ) of oil. The total amount of coolants (water and oil), as in example 1, amounted to 2084 tons. The cooling water injection time was 8 days, oil - 1 day. After oil injection, the well was put into operation. Calculations showed that in this case, the production of additional oil (minus 200 m 3 of oil pumped into the reservoir) amounted to 5921 m 3 , which is 2.6% more than in example 1. The steam-oil ratio was 0.30 tons of steam / (m 3 additional oil production), and the total time for steam processing is 207 days.
Пример 4. Элемент пласта имел такие характеристики, что и в примере 1.Example 4. The reservoir element had such characteristics as in example 1.
Закачку пара произвели в том же количестве, что и в примере 1. Суммарное количество охлаждающей жидкости было выбрано как в примере 1. После закачки охлаждающей воды в количестве 1484 тонн было закачано 600 тонн (600 м3) нефти. Суммарное количество охлаждающих жидкостей (воды и нефти), как и в примере 1, составило 2084 тонн. Время закачки охлаждающей воды составило 6 суток, гелеобразующего раствора - 3 суток. В качестве гелеобразующего агента был выбран водный раствор карбамида и хлористого алюминия. Согласно результатам лабораторных исследований и расчетов гелеобразование должно наступить через 5 суток с начала закачки раствора. Поэтому по окончании закачки раствора скважину остановили на 2 сутки для гарантированного завершения гелеобразования в пласте. Затем скважину ввели в эксплуатацию. Расчеты показали, что в этом случае добыча дополнительной нефти составила 6265 м3, что на 8,6% больше, чем в примере 1. Паронефтяное отношение составило 0,29 тонн пара/(м3 дополнительно добытой нефти), а общее время пароциклической обработки - 211 суток.Steam was injected in the same amount as in example 1. The total amount of coolant was selected as in example 1. After the injection of cooling water in an amount of 1484 tons, 600 tons (600 m 3 ) of oil were pumped. The total amount of coolants (water and oil), as in example 1, amounted to 2084 tons. The cooling water injection time was 6 days, and the gel-forming solution was 3 days. An aqueous solution of urea and aluminum chloride was chosen as a gelling agent. According to the results of laboratory studies and calculations, gelation should occur after 5 days from the beginning of the injection of the solution. Therefore, at the end of the injection of the solution, the well was stopped for 2 days to guarantee the completion of gel formation in the formation. Then the well was put into operation. Calculations showed that in this case, the production of additional oil amounted to 6265 m 3 , which is 8.6% more than in example 1. The steam-oil ratio was 0.29 tons of steam / (m 3 of additional oil produced), and the total time for steam processing - 211 days.
Пример 5. Элемент пласта имел такие характеристики, что и в примере 1. Закачку пара произвели в том же количестве, что и в примере 1. Суммарное количество охлаждающей жидкости было выбрано как в примере 1. После закачки охлаждающей воды в количестве 1844 тонн был закачан щелочной раствор в количестве 240 тонн. Суммарное количество охлаждающих жидкостей (воды и щелочного раствора), как и в примере 1, составило 2084 тонн. Время закачки охлаждающей воды составило 8 суток, щелочного раствора - 1 сутки. В качестве щелочного раствора использовали 0,4% водный раствор каустической соды. Расчеты показали, что в этом случае добыча дополнительной нефти составила 6075 м3, что на 5,3% больше, чем в примере 1. Паронефтяное отношение составило 0,30 тонн пара/(м3 дополнительно добытой нефти), а общее время пароциклической обработки - 207 суток.Example 5. The reservoir element had such characteristics as in example 1. The steam was injected in the same amount as in example 1. The total amount of coolant was selected as in example 1. After the injection of cooling water in the amount of 1844 tons was pumped alkaline solution in the amount of 240 tons. The total amount of coolants (water and alkaline solution), as in example 1, amounted to 2084 tons. The cooling water injection time was 8 days, alkaline solution - 1 day. A 0.4% aqueous solution of caustic soda was used as an alkaline solution. Calculations showed that in this case, the production of additional oil amounted to 6075 m 3 , which is 5.3% more than in example 1. The steam-oil ratio was 0.30 tons of steam / (m 3 additional oil produced), and the total time for steam processing - 207 days.
Пример 6. Элемент пласта имел такие характеристики, что и в примере 1. Закачку пара произвели в том же количестве, что и в примере 1. В качестве насоса был выбран УЭЦН с максимальной рабочей температурой 140°С. Суммарное количество охлаждающей жидкости было выбрано как в примере 1. В качестве охлаждающих жидкостей были взяты: вода (в количестве 2084 тонн) и углекислый газ (в количестве 240 тонн или 123,7 тыс.нм3). Однако расчеты показали, что температура добываемых флюидов на приеме насоса в цикле добычи нефти превышает максимальную рабочую температуру насоса. Поэтому объем углекислого газа был увеличен до 474 тонн или 244,3 тыс.нм3. Таким образом, после закачки пара, в пласт закачали последовательно 2084 тонн охлаждающей воды и углекислый газ в количестве 474 тонн или 244,3 тыс.нм3. Время закачки охлаждающей воды составило 8 суток, углекислого газа - 2 суток. Затем скважину ввели в эксплуатацию. Расчеты показали, что в этом случае добыча дополнительной нефти составила 6594 м, что на 14,3% больше, чем в примере 1. Паронефтяное отношение составило 0,27 тонн пара/(м3 дополнительно добытой нефти), а общее время пароциклической обработки - 208 суток.Example 6. The reservoir element had such characteristics as in example 1. The steam was injected in the same amount as in example 1. An ESP with a maximum operating temperature of 140 ° C was selected as the pump. The total amount of coolant was chosen as in example 1. As the coolants were taken: water (in the amount of 2084 tons) and carbon dioxide (in the amount of 240 tons or 123.7 thousand nm 3 ). However, the calculations showed that the temperature of the produced fluids at the pump inlet during the oil production cycle exceeds the maximum operating temperature of the pump. Therefore, the volume of carbon dioxide was increased to 474 tons or 244.3 thousand nm 3 . Thus, after steam injection, 2084 tons of cooling water and carbon dioxide in the amount of 474 tons or 244.3 thousand nm 3 were pumped sequentially. The cooling water injection time was 8 days, carbon dioxide - 2 days. Then the well was put into operation. Calculations showed that in this case, the production of additional oil amounted to 6594 m, which is 14.3% more than in example 1. The steam-oil ratio amounted to 0.27 tons of steam / (m 3 of additionally extracted oil), and the total time of the steam processing was 208 days.
Из приведенных примеров видно, что преимуществом предлагаемого изобретения по сравнению с прототипом является улучшение технико-экономических показателей технологии паротепловой обработки скважин. Это обуславливается тем, что отодвинутое вглубь пласта закачкой охлаждающих флюидов тепло используется более эффективно, что и приводит к росту дополнительной добычи нефти и уменьшению продолжительности обработки скважины вследствие отсутствия длительного периода паропропитки. При этом изобретение позволяет снизить максимальную температуру добываемой жидкости на приеме насоса, что повышает надежность и межремонтный период работы оборудования.From the above examples it is seen that the advantage of the invention in comparison with the prototype is to improve the technical and economic indicators of the technology of thermal treatment of wells. This is due to the fact that the heat pushed deep into the reservoir by the injection of cooling fluids is used more efficiently, which leads to an increase in additional oil production and a decrease in the duration of well treatment due to the absence of a long period of steam treatment. Moreover, the invention allows to reduce the maximum temperature of the produced fluid at the pump intake, which increases the reliability and the overhaul period of the equipment.
Claims (2)
0,5·[Qт·(0,1163·ln(h)+0,1333]≤Qжидкость≤1,5·[Qт·(0,1163·ln(h)+0,1333],
где Qжидкость - количество закачанной охлаждающей жидкости, тонн;
Qт - количество закачанного с теплоносителем тепла в пласт, ГДж;
h - эффективная толщина пласта, м.1. A method of developing a reservoir of highly viscous oil by injecting coolant into the formation through a producing well and then extracting oil through it, characterized in that after the coolant is injected, coolant is pumped into the well, the amount of which is determined by the ratio:
0.5 · [Q t · (0.1163 · ln (h) +0.1333] ≤Q liquid ≤1.5 · [Q t · (0.1163 · ln (h) +0.1333],
where Q fluid is the amount of injected coolant, tons;
Q t - the amount of heat pumped with the coolant into the reservoir, GJ;
h is the effective thickness of the reservoir, m
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010111414/03A RU2435951C1 (en) | 2010-03-26 | 2010-03-26 | Procedure for development of high viscous oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010111414/03A RU2435951C1 (en) | 2010-03-26 | 2010-03-26 | Procedure for development of high viscous oil deposit |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010111414A RU2010111414A (en) | 2011-10-10 |
| RU2435951C1 true RU2435951C1 (en) | 2011-12-10 |
Family
ID=44804506
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010111414/03A RU2435951C1 (en) | 2010-03-26 | 2010-03-26 | Procedure for development of high viscous oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2435951C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2560036C1 (en) * | 2014-07-04 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method of huff-and-puff impact on formation |
| CN110094202A (en) * | 2019-04-24 | 2019-08-06 | 中国地质大学（北京） | Effective sand thickness calculation method based on lamination factor |
| RU2773594C1 (en) * | 2021-06-16 | 2022-06-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ООО "РИТЭК") | Method for development of deposits of high-viscosity oil and natural bitumen |
-
2010
- 2010-03-26 RU RU2010111414/03A patent/RU2435951C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Антониади Д.Г. Пароциклические обработки призабойных зон в нефтяных скважинах. - Краснодар, Советская Кубань, 2005, с.30, 31. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2560036C1 (en) * | 2014-07-04 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method of huff-and-puff impact on formation |
| CN110094202A (en) * | 2019-04-24 | 2019-08-06 | 中国地质大学（北京） | Effective sand thickness calculation method based on lamination factor |
| RU2773594C1 (en) * | 2021-06-16 | 2022-06-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ООО "РИТЭК") | Method for development of deposits of high-viscosity oil and natural bitumen |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2010111414A (en) | 2011-10-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| CN104453805B (en) | A kind of heavy crude reservoir SAGD quick start method | |
| EP2284359A1 (en) | Method of enhanced oil recovery from geological reservoirs | |
| CN101089362B (en) | Improved steam oil production method | |
| CN105649588A (en) | Method for exploiting heavy oil reservoir through steam-assisted gravity drainage (SAGD) | |
| CN106634922A (en) | Self generated gas foam oil-displacing agent liquid and application and injection increase and yield increase method thereof | |
| CN109723423A (en) | It is a kind of to utilize the up-front compound acid fracturing method of phase-change material supporting crack | |
| CN108316905B (en) | Method for inhibiting longitudinal outburst of SAGD steam cavity | |
| CN106839478A (en) | A kind of method of construction of deep geothermal heat heat transfer root system | |
| CN113982546A (en) | Evaluation method for carbon dioxide injection profile of horizontal well | |
| RU2435951C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposit | |
| RU2673934C1 (en) | Method for developing reservoir of super-viscous oil by heat methods in late stage | |
| US20120325481A1 (en) | Process for obtaining viscous mineral oil from an underground deposit | |
| RU2199656C2 (en) | Method of thermal stimulation of high-viscosity oil deposit | |
| RU2706154C1 (en) | Development method of high viscous oil or bitumen deposit | |
| RU2509880C1 (en) | Development method of deposits of viscous oils and bitumens | |
| CN102606123B (en) | Steam flooding assisted gravity drainage oil extracting method | |
| RU2433258C1 (en) | Method of thermal gas formation treatment | |
| CN110700807A (en) | Dry-hot rock heat energy development cooling fracturing method | |
| CN112796728A (en) | Acid fracturing method for improving water yield of limestone reservoir geothermal well | |
| CN107191167B (en) | Method for improving steam assisted gravity drainage development by using urea | |
| RU2712904C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit with gas cap | |
| RU2145664C1 (en) | Method of developing fractured oil formation | |
| RU2400620C1 (en) | Development method of high-viscosity oil field at thermal steam action on formation | |
| CN106468161A (en) | A kind of oil production method for fractured carbonate rock water logging heavy crude reservoir |