RU2530930C1 - Способ предварительного прогрева нефтенасыщенного пласта - Google Patents
Способ предварительного прогрева нефтенасыщенного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2530930C1 RU2530930C1 RU2013104590/03A RU2013104590A RU2530930C1 RU 2530930 C1 RU2530930 C1 RU 2530930C1 RU 2013104590/03 A RU2013104590/03 A RU 2013104590/03A RU 2013104590 A RU2013104590 A RU 2013104590A RU 2530930 C1 RU2530930 C1 RU 2530930C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- formation
- well
- temperature
- tubing
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 48
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 11
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000004907 flux Effects 0.000 claims description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 3
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 claims description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 14
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 13
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 9
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 4
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 4
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 4
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 3
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 3
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
- E21B47/07—Temperature
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Measuring Temperature Or Quantity Of Heat (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и может быть использовано в тепловых методах добычи тяжелой нефти и, в частности, с использованием парогравитационного дренажа, паротепловой обработки скважины, циклической закачки теплоносителя. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет уменьшения капитальных затрат и энергозатрат на его реализацию. Сущность изобретения: способ включает подачу насыщенного или перегретого пара при первоначальном давлении в насосно-компрессорную трубу, размещенную в скважине нефтенасыщенного пласта, измерение температуры пара во времени на выходе из насосно-компрессорной трубы с последующим определением величины теплового потока от скважины в пласт во времени и расчетом оптимального расхода пара во времени после достижения массового паросодержания на выходе из затрубного пространства, отличного от нуля. Этим обеспечивают компенсацию теплового потока от скважины в пласт тепловой энергией, выделяемой паром в результате фазового перехода. Уменьшают текущий расход пара до оптимального значения путем уменьшения первоначального давления до величины, при которой значение температуры пара на выходе из насосно-компрессорной трубы сохраняется постоянным. 6 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и может быть использовано в тепловых методах добычи тяжелой нефти, в частности с использованием парогравитационного дренажа, паротепловой обработки скважины, циклической закачки теплоносителя, и пр.
Так, мировые запасы тяжелой нефти и битума более чем в два раза превышают запасы обычной нефти. Добыча тяжелой нефти и битума представляет собой сложный процесс, для которого требуются продукты и услуги, созданные для специфических условий, поскольку эти жидкости имеют чрезвычайно высокую вязкость (до 1900 Па·с). Вязкость тяжелой нефти и битума значительно уменьшается при увеличении температуры, и, по всей видимости, наиболее многообещающими являются методы добычи с использованием теплового воздействия на пласт.
Парогравитационный дренаж (ПГД) или Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) имеет несколько преимуществ по сравнению с другими методами добычи с тепловым воздействием на пласт. Типичная реализация этого метода требует бурения, по меньшей мере, двух параллельных горизонтальных скважин вблизи подошвы пласта, одна над другой. Верхняя скважина - "инжектор", используется для закачки пара, а нижняя скважина - "добывающая скважина", используется для добычи нефти. Технология ПГД обеспечивает более высокие дебиты скважин, лучшие показатели отдачи пласта, сниженные затраты на очистку воды и резкое уменьшение паронефтяного соотношения (ПНО).
Одна из проблем метода ПГД заключается в сложности запуска технологических процессов добычи. Из-за высокой вязкости холодная нефть практически неподвижна и поэтому требуется первоначальный прогрев пласта. Этот этап первоначального прогрева необходим для создания равномерной термогидравлической взаимосвязи между двумя скважинами. На этом этапе пар закачивается в обе скважины, чтобы разогреть пласт между ними, что требует значительных затрат энергии. Оптимальная стратегия этапа предварительного прогрева имеет целью свести к минимуму промежуток времени, за который пара скважин может быть переведена в режим добычи по методу ПГД, а также минимизировать количество пара, требующееся для циркуляции.
Описание процесса парогравитационного дренажа и его модификаций известно из US 4344485, опубл. 17.08.1982 г.
Методы добычи с тепловым воздействием на пласт представлены в патенте US 4085803, опубл. 25.04.1978 г., патенте US 4099570, опубл. 11.07.1978 г., и в патенте US 4116275, опубл. 26.09.1978 г.
Типичная модель закачивания скважин при добыче нефти методом ПГД состоит из двух горизонтальных скважин у подошвы пласта, при этом скважина, в которую закачивается пар, расположена примерно в 5-10 метрах по вертикали над добывающей скважиной.
Известен патент US 6988549, опубл.24.01.2006 г., в котором обозначены проблемы, возникающие при добыче по методу ПГД. Так, на экономические показатели добычи оказывают значительное влияние затраты, связанные с генерацией пара. Вместе с тем в методе ПГД обычно не используется перегретый пар из-за высокой стоимости производства такого пара с использованием обычных трубных котлов, в которых в качестве топлива используются углеводороды. В результате этого используется пар, менее эффективно передающий тепло к пласту с тяжелой нефтью.
Также на экономические показатели метода ПГД могут оказывать отрицательное влияние продолжительность этапа предварительного прогрева и расход подаваемого пара. Численные модели, созданные с использованием коммерческих гидродинамических симуляторов, были использованы для оценки параметров предварительного прогрева (расхода подаваемого пара и продолжительности этапа предварительного прогрева) метода ПГД, в частности:
1) Vanegas Prada J.W., Cunha L.B., Alhanati F.J.S.: "Impact of Operational Parameters and Reservoir Variables During the Startup Phase of a SAGD Process", SPE paper 97918 (Ванегас Прада Дж.В., Кунья Л.Б., Алханати Ф.Дж.С."Влияние эксплуатационных параметров и переменных пласта на этапе запуска процесса SAGD", доклад SPE (Общества инженеров-нефтяников) №97918).
2) Vincent K.D., MacKinnon C.J., Palmgren C.T.S.: "Developing SAGD Operating Strategy using a Coupled Wellbore Thermal Reservoir Simulator", SPE paper 86970 (Винсент К.Д., МакКиннон С.Дж., Палмгрен С.Т.С."Разработка эксплуатационной стратегии добычи методом SAGD с использованием сцепленного неизотермического симулятора скважины и пласта", доклад SPE №86970).
3) Shin H., Polikar M.: "Optimizing the SAGD Process in Three Major Canadian Oil-Sands Areas", SPE paper 95754 (Шин Х., Поликар M. "Оптимизация процесса SAGD в трех основных зонах канадских нефтеносных песков", доклад SPE №95754). Однако эти модели не могут использоваться для быстрой оценки параметров предварительного прогрева для широкого диапазона свойств пласта.
Известен способ предварительного прогрева нефтенасыщенного пласта (патента US 5215146, опубл. 1.07.1993 г.). Данный способ позволяет оптимизировать процесс прогрева за счет уменьшения времени предварительного прогрева. Пар непрерывно циркулирует в верхней и нижней горизонтальных скважинах при поддержании существенного градиента температуры между ними, что заставляет горячие жидкости вытесняться из верхней скважины в нижнюю. В процессе реализации способа производят определенное количество пены, с помощью которой сопротивление потоков между буровыми скважинами возрастает, что, в свою очередь, приводит к росту градиента давления, а также скорости дренажа нефти. Увеличенные скорости смещения приводят к уменьшению времени предварительного прогрева.
Способ является энерго- и капиталозатратным, поскольку необходимы ресурсы и оборудование на производство пены, а также осуществление контроля за реализацией многокомпонентного процесса.
Технический результат, достигаемый заявленным способом, позволяет оптимизировать процесс, а также уменьшить ресурсо-, капитало- и энергозатраты на реализации данного способа.
Заявленный технический результат достигается тем, что осуществляют подачу насыщенного или перегретого пара при первоначальном давлении в насосно-компрессорную трубу (НКТ), которая предварительно размещена в скважине нефтенасыщенного пласта. Измеряют температуру пара на выходе из насосно-компрессорной трубы во времени и определяют величину теплового потока от скважины в пласт. После достижения массового паросодержания на выходе из затрубного пространства, отличного от нуля, рассчитывают оптимальный расход пара во времени, обеспечивающий компенсацию теплового потока от скважины в пласт тепловой энергией, выделяемой паром в результате фазового перехода. Далее, уменьшают текущий расход пара до рассчитанного оптимального значения путем уменьшения первоначального давления до величины, при которой значение температуры пара на выходе из насосно-компрессорной трубы сохраняется постоянным.
Используемый пар может быть водяным.
Измерение температуры пара возможно осуществлять постоянно и непрерывно или периодически.
Дополнительно измеряют давление пара на выходе из насосно-компрессорной трубы.
Величина теплового потока от скважины в пласт может быть определена по формуле 
,
где π - математическая константа, равная 3,14159, λ и а - теплопроводность и температуропроводность пласта, ΔT - разность температуры стенки скважины, определяемой из измерений температуры пара на выходе из насосно-компрессорной трубы, и температуры пласта, zhor - длина горизонтальной части скважины, t - время предварительного прогрева, rw - радиус скважины, С1 - безразмерная константа, имеющая порядок единицы.
Предпочтительно установить первоначальное давление закачки максимально возможным.
Заявленное изобретение поясняется следующим чертежом и таблицей:
Фиг.1. Интенсивность теплового потока в пласт,
Таблица 1. Температура между скважинами, °C.
Заявленный способ предусматривает измерение температуры насыщенного пара в скважине. Тепловой поток от поверхности скважины в пласт рассчитывается по аналитической формуле с использованием измеренной температуры пара и теплофизических свойств пласта. Расход пара, требующийся для поддержания оптимального режима работы, рассчитывается на основе энергетического баланса. Оптимальная продолжительность предварительного прогрева рассчитывается по аналитической формуле с использованием теплофизических свойств пласта.
Представленная последовательность операций обеспечивает информацию о расходе пара, требующемся для оптимального прогрева при добыче методом ПГД, и продолжительности предварительного прогрева, принимая во внимание теплофизические свойства пласта.
Основные параметры этой модели: теплопроводность и объемная теплоемкость пласта, удельная теплота конденсации пара, массовое паросодержание, плотность воды, разность температур пара и пласта, радиус и длина скважины.
На начальном этапе (как правило, это 1-7 суток, в зависимости от теплофизических свойств пласта) расход закачиваемого пара должен быть настолько высок, насколько это возможно. Возможно применение как перегретого, так и насыщенного пара. На этом этапе из-за ограничений, налагаемых закачиванием скважины (физические свойства трубы, местные сопротивления и пр.), расход пара ниже (и составляет первоначальное давление) требующегося для оптимального режима, и вследствие этого, пар конденсируется в насосно-компрессорной колонне.
Для управления, т.е. контроля над этим процессом используется комплект датчиков температуры, установленных по длине скважин для определения температуры пара в скважинах. В качестве датчиков температуры могут быть использованы DTS-датчики (Distributed Temperature Sensors - распределенные датчики температуры) или обычные датчики температуры, установленные вдоль нагнетательной скважины. Измерение температуры может осуществляться непрерывно и постоянно, либо измеряться периодическим образом. Периодичность измерения будет зависеть, в частности, от значения вязкости добываемой нефти, свойств пласта, длительности прогрева, и может составлять, например, от 1 до 10 раз в сутки.
Так как минимум один датчик температуры на выходе насосно-компрессорной колонны позволяет контролировать приблизительно постоянную температуру пара в затрубном пространстве, чтобы поддерживать постоянную интенсивность прогрева пласта.
В момент начала реализации способа осуществляют прокачивание пара через НКТ. Поскольку пласт еще не прогрет, происходит конденсация пара в НКТ.
В тот момент времени, когда пар достигает выхода насосно-компрессорной колонны, он будет находиться при температуре насыщения, и при однозначно соответствующему этой температуре значению давления в каждой точке скважины. Возможно дополнительно осуществлять контроль за состоянием пара путем установки датчиков давления на выходе из насосно-компрессорной трубы, в качестве которых могут быть использованы, например, датчики, указанные в [Chalifoux G.V., Taylor R.M. Reservoir Monitoring Methods and Installation Practices // Canadian Association of Drilling Engineers newsletter, 2007. N.2. P.2-5].
Для оценки теплового потока могут быть использованы различные известные методы, в частности, может использоваться аналитическая оценка теплового потока от цилиндрической поверхности скважины в пласт. Температура стенки скважины может быть рассчитана с использованием температуры насыщенного пара.
где λ и а - теплопроводность и температуропроводность пласта, Δt - разность температуры стенки скважины и температуры пласта, zhor - длина горизонтальной части скважины, t - время предварительного прогрева, rw - радиус скважины, С1 - безразмерная константа, имеющая порядок единицы. На Фиг.1 показано сравнение между величинами теплового потока от скважины в пласт Q(t) для Cl=1,4, полученными с использованием аналитической [λ=3 Вт/(м·К), Ср.=1900 кДж/(м3·K)] (2) и численной (1) моделей.
Чтобы обеспечить эффективный прогрев пласта, критически важно поддерживать достаточное количество пара, создающего тепловой поток (1). Тепло в основном доставляется в пласт с теплотой конденсации пара. Используя разность значений массового паросодержания на входе насосно-компрессорной трубы и на выходе из затрубного пространства (значение на выходе должно быть больше нуля и зафиксировано на относительно малой величине ≈0,1), можно рассчитать расход пара W(t), необходимый для оптимального режима работы.
L - удельная теплота конденсации пара, 
, 
- массовое паросодержание на входе насосно-компрессорной колонны, 
- массовое паросодержание на выходе из затрубного пространства ( 
>0).
Таким образом, существенно важно, что расчет оптимального расхода пара во времени после достижения массового паросодержания на выходе из затрубного пространства, отличного от нуля, должен происходить с учетом условия, что тепловой поток от скважины в пласт будет компенсирован тепловой энергией, выделяемой паром в результате фазового перехода.
В процессе прогрева пласта, при сохранении постоянными всех прочих условий, количество тепла, которое содержится в паре, будет требоваться все меньше и меньше, т.е. не будет необходимости прокачивать все тот же объем пара. Таким образом, возможно осуществление контролируемого уменьшения объема (расхода) закачиваемого теплоносителя при сохранении температуры теплоносителя на выходе из затрубного пространства НКТ (и, соответственно, температуры стенки скважины) на приблизительно постоянном значении, соответствующем насыщенному состоянию пара.
Расход пара можно изменять посредством изменения давления закачки пара при условии, что температура на выходе из насосно-компрессорной трубы будет оставаться постоянной. Уменьшение давления закачки пара приведет к меньшим величинам расхода пара, в результате чего и будет достигаться заявленная оптимизация процесса. Как один из вариантов реализации способа предполагается, что в начале процесса предварительного прогрева давление закачки пара должно быть настолько высоким, насколько это возможно.
Вместе с тем, оптимальная продолжительность предварительного прогрева определяется с использованием аналитической формулы, в зависимости от теплофизических свойств пласта.
где h - половина расстояния между скважинами, Ср - объемная теплоемкость пласта, С2 - безразмерная константа ≈1, зависящая от выбранной температуры пласта в конце процесса предварительного прогрева. Промежутки времени, необходимые для предварительного прогрева зоны между скважинами до температуры, например, Т=80 градусов Цельсия, рассчитаны аналитически по формуле (3) (при C2=1,1) и представлены в табл.1. C2 зависит от начальной температуры пласта и температуры между скважинами, требующейся для получения подвижности нефти в межскважинной зоне.
| Таблица 1 | |||
| Теплопроводность, Вт/(м·K) | Объемная кДж/(3·K) | Время прогрева, сутки Численная |
Время прогрева, сутки Аналитическая модель |
| 1.5 | 1600 | 100 | 97 |
| 2.5 | 1700 | 69 | 70 |
| 3 | 1900 | 61 | 57 |
| 4 | 2250 | 53 | 51 |
| 5 | 2500 | 46 | 45 |
Пример реализации способа
Способ был реализован посредством численного моделирования, выполненного с использованием коммерческого гидродинамического симулятора, и следующих параметров одного из месторождений тяжелой нефти в битуминозных песках Атабаски.
Так, первоначальное давление в пласте =10 бар,
первоначальная температура пласта =5°С,
массовое паросодержание на входе =0,8,
теплопроводность пласта =3 Вт/м/K,
теплопроводность перекрывающих пород =2,1 Вт/(м·K),
объемная теплоемкость пласта =1900,0 кДж/(м3·С),
объемная теплоемкость перекрывающих пород =2500 кДж/(м3·С),
начальная нефтенасыщенность =0,76,
остаточная нефтенасыщенность =0,127,
вязкость нефти при начальных условиях в пласте 1600 Па·с,
вязкость нефти при температуре пара 0,015 Па·с.
Параметры нагнетательной скважины: длина горизонтальной части 500 м, значения внутреннего и наружного диаметра затрубного пространства и насосно-компрессорной трубы (НКТ):внутренний диаметр НКТ - 3 дюйма (7,62 см), наружный диаметр НКТ - 3,5 дюйма (8,89 см), внутренний диаметр обсадной трубы - 8,625 дюйма (21,91 см), наружный диаметр обсадной трубы - 9,5 дюйма (24,13 см). Теплоемкость НКТ / обсадной трубы - 1,5 кДж/(кг·K), теплопроводность НКТ/обсадной трубы - 45 Вт/(м·K), эффективная шероховатость стенки скважины - 0,001 м.
Предварительно провели расчет оптимальной продолжительности предварительного прогрева с использованием формулы (3). Такая продолжительность составила 60 суток. Реализуя способ, осуществляли постоянное измерение температуры пара на выходе из насосно-компрессорной трубы, которая достигла температуры насыщения, равной 180°C через 5 суток. Давление насыщения, соответствующее данному значению температуры, составило 1,0 МПа.
По окончании первоначального этапа оптимальный расход закачиваемого пара W(t) определяется по формуле (2) и обеспечивается постепенным уменьшением давления закачки пара.
Claims (7)
1. Способ предварительного прогрева нефтенасыщенного пласта, включающий подачу насыщенного или перегретого пара при первоначальном давлении в насосно-компрессорную трубу, размещенную в скважине нефтенасыщенного пласта, измерение температуры пара во времени на выходе из насосно-компрессорной трубы с последующим определением величины теплового потока от скважины в пласт во времени и расчетом оптимального расхода пара во времени после достижения массового паросодержания на выходе из затрубного пространства, отличного от нуля, которое обеспечивает компенсацию теплового потока от скважины в пласт тепловой энергией, выделяемой паром в результате фазового перехода, уменьшение текущего расхода пара до оптимального значения путем уменьшения первоначального давления до величины, при которой значение температуры пара на выходе из насосно-компрессорной трубы сохраняется постоянным.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что пар является водяным.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерение температуры осуществляют постоянно и непрерывно.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерение температуры осуществляют периодически.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно измеряют давление пара на выходе из насосно-компрессорной трубы.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что величину теплового потока от скважины в пласт определяют по формуле
,
где
Q(t) - тепловой поток от скважины в пласт;
С1 - безразмерная константа;
π - математическая константа, равная 3,14159;
λ - теплопроводность пласта, Вт/(м·К);
ΔT - разность температуры стенки скважины и температуры пласта, К;
zhor - длина горизонтальной части скважины, м;
a - температуропроводность пласта, м2/с;
t - время предварительного прогрева, с;
rw - радиус скважины, м.
где
Q(t) - тепловой поток от скважины в пласт;
С1 - безразмерная константа;
π - математическая константа, равная 3,14159;
λ - теплопроводность пласта, Вт/(м·К);
ΔT - разность температуры стенки скважины и температуры пласта, К;
zhor - длина горизонтальной части скважины, м;
a - температуропроводность пласта, м2/с;
t - время предварительного прогрева, с;
rw - радиус скважины, м.
7. Способ оптимизации по п.1, отличающийся тем, что первоначальное давление закачки устанавливают максимально возможным.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2010/000456 WO2012026837A1 (ru) | 2010-08-23 | 2010-08-23 | Способ предварительного прогрева нефтенасыщенного пласта |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013104590A RU2013104590A (ru) | 2014-09-27 |
| RU2530930C1 true RU2530930C1 (ru) | 2014-10-20 |
Family
ID=45723655
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013104590/03A RU2530930C1 (ru) | 2010-08-23 | 2010-08-23 | Способ предварительного прогрева нефтенасыщенного пласта |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9482081B2 (ru) |
| RU (1) | RU2530930C1 (ru) |
| WO (1) | WO2012026837A1 (ru) |
Families Citing this family (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102654048B (zh) * | 2012-05-25 | 2014-08-20 | 中国海洋石油总公司 | 注采两趟管柱平衡压井控制方法 |
| CN102839955A (zh) * | 2012-09-28 | 2012-12-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 注汽井分层计量注入装置 |
| CN103498651B (zh) * | 2013-09-10 | 2015-12-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 稠油蒸汽吞吐井压力曲线采集及应用方法 |
| US11021941B2 (en) * | 2015-11-22 | 2021-06-01 | XDI Holdings, LLC | Method, apparatus, and system for enhanced oil and gas recovery with super focused heat |
| WO2017087990A1 (en) | 2015-11-22 | 2017-05-26 | XDI Holdings, LLC | Enhanced oil and gas recovery with direct steam generation |
| CN105672968B (zh) * | 2016-03-24 | 2018-02-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油藏开采方法 |
| CN106640004B (zh) * | 2016-11-28 | 2020-03-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 注汽锅炉出口的蒸汽热力参数的计算方法及其装置 |
| CN106703770B (zh) * | 2016-12-02 | 2019-08-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 井口温度压力未知一炉一注注汽管网井口蒸汽干度计算法 |
| RU2663527C1 (ru) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть |
| RU2724707C1 (ru) * | 2020-01-14 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть |
| CN116699111A (zh) * | 2023-08-07 | 2023-09-05 | 陕西中易泰能源科技有限公司 | 一种原油含水测量系统、装置及方法 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2334096C1 (ru) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа |
| RU2343276C1 (ru) * | 2007-02-28 | 2009-01-10 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2353767C2 (ru) * | 2006-02-17 | 2009-04-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля проницаемости нефтяного пласта |
Family Cites Families (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3774684A (en) * | 1972-02-28 | 1973-11-27 | Texaco Inc | Hot fluid injection into hydrocarbon resevoirs |
| US3997004A (en) * | 1975-10-08 | 1976-12-14 | Texaco Inc. | Method for recovering viscous petroleum |
| US4099570A (en) | 1976-04-09 | 1978-07-11 | Donald Bruce Vandergrift | Oil production processes and apparatus |
| US4026358A (en) * | 1976-06-23 | 1977-05-31 | Texaco Inc. | Method of in situ recovery of viscous oils and bitumens |
| US4085803A (en) | 1977-03-14 | 1978-04-25 | Exxon Production Research Company | Method for oil recovery using a horizontal well with indirect heating |
| US4116275A (en) | 1977-03-14 | 1978-09-26 | Exxon Production Research Company | Recovery of hydrocarbons by in situ thermal extraction |
| CA1130201A (en) | 1979-07-10 | 1982-08-24 | Esso Resources Canada Limited | Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids |
| US4468135A (en) * | 1983-02-01 | 1984-08-28 | Kraft, Inc. | Retort pouch thermal simulator and method of optimizing heat transfer in retort conditions |
| US4727489A (en) * | 1986-08-11 | 1988-02-23 | Texaco Inc. | Apparatus for analyzing the annulus effluent of a well |
| CA1289868C (en) * | 1987-01-13 | 1991-10-01 | Robert Lee | Oil recovery |
| US5020596A (en) * | 1990-01-24 | 1991-06-04 | Indugas, Inc. | Enhanced oil recovery system with a radiant tube heater |
| US5215146A (en) | 1991-08-29 | 1993-06-01 | Mobil Oil Corporation | Method for reducing startup time during a steam assisted gravity drainage process in parallel horizontal wells |
| US5415037A (en) * | 1992-12-04 | 1995-05-16 | Chevron Research And Technology Company | Method and apparatus for monitoring downhole temperatures |
| US6032539A (en) * | 1996-10-11 | 2000-03-07 | Accuflow, Inc. | Multiphase flow measurement method and apparatus |
| US7013740B2 (en) * | 2003-05-05 | 2006-03-21 | Invensys Systems, Inc. | Two-phase steam measurement system |
| US7086484B2 (en) * | 2003-06-09 | 2006-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determination of thermal properties of a formation |
| US6988549B1 (en) | 2003-11-14 | 2006-01-24 | John A Babcock | SAGD-plus |
| US20050149264A1 (en) * | 2003-12-30 | 2005-07-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and Method to Interpret Distributed Temperature Sensor Data and to Determine a Flow Rate in a Well |
| CA2549614C (en) * | 2006-06-07 | 2014-11-25 | N-Solv Corporation | Methods and apparatuses for sagd hydrocarbon production |
| US7699104B2 (en) * | 2007-05-23 | 2010-04-20 | Maoz Betzer Tsilevich | Integrated system and method for steam-assisted gravity drainage (SAGD)-heavy oil production using low quality fuel and low quality water |
| US7694736B2 (en) * | 2007-05-23 | 2010-04-13 | Betzer Tsilevich Maoz | Integrated system and method for steam-assisted gravity drainage (SAGD)-heavy oil production to produce super-heated steam without liquid waste discharge |
| US8167041B2 (en) * | 2008-07-03 | 2012-05-01 | Masdar Institute Of Science And Technology | Apparatus and method for energy-efficient and environmentally-friendly recovery of bitumen |
| WO2010062208A1 (en) * | 2008-11-28 | 2010-06-03 | Schlumberger Canada Limited | Method for estimation of sagd process characteristics |
| US8863839B2 (en) * | 2009-12-17 | 2014-10-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced convection for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations |
| WO2012006258A2 (en) * | 2010-07-05 | 2012-01-12 | Glasspoint Solar, Inc. | Oilfield application of solar energy collection |
-
2010
- 2010-08-23 US US13/816,175 patent/US9482081B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-08-23 RU RU2013104590/03A patent/RU2530930C1/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-08-23 WO PCT/RU2010/000456 patent/WO2012026837A1/ru active Application Filing
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2353767C2 (ru) * | 2006-02-17 | 2009-04-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля проницаемости нефтяного пласта |
| RU2343276C1 (ru) * | 2007-02-28 | 2009-01-10 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2334096C1 (ru) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2012026837A1 (ru) | 2012-03-01 |
| US20130206399A1 (en) | 2013-08-15 |
| US9482081B2 (en) | 2016-11-01 |
| RU2013104590A (ru) | 2014-09-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2530930C1 (ru) | Способ предварительного прогрева нефтенасыщенного пласта | |
| CA2744193C (en) | Method for estimation of sagd process characteristics | |
| CN109598099B (zh) | 一种考虑油藏与井筒耦合的双管sagd长水平井均匀注汽数值模拟方法 | |
| CN105606509A (zh) | 一种稠油油藏高温油水相对渗透率的测量方法 | |
| CN101089362B (zh) | 一种改进的蒸汽吞吐采油方法 | |
| Yongbin et al. | Key parameters forecast model of injector wellbores during the dual-well SAGD process | |
| Nian et al. | Study on the effect of wellbore heat capacity on steam injection well heat loss | |
| CN106194135A (zh) | 双水平井蒸汽辅助重力泄油过程中的循环预热方法及装置 | |
| NO342159B1 (en) | A method and system for real-time fluid flow monitoring in a wellbore | |
| Stone et al. | Practical control of SAGD wells with dual-tubing strings | |
| RU2353767C2 (ru) | Способ определения профиля проницаемости нефтяного пласта | |
| RU2312329C1 (ru) | Способ определения степени сухости пара | |
| Nie | A comprehensive model for simulating supercritical water flow in a vertical heavy oil well with parallel double tubes | |
| Chen et al. | Modeling transient circulating mud temperature in the event of lost circulation and its application in locating loss zones | |
| CA3046523C (en) | System and method for sagd inter-well management and pseudo infill optimization scheme | |
| US11939847B2 (en) | Fluid flow control in a hydrocarbon recovery operation | |
| RU2474687C1 (ru) | Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей | |
| Zhong et al. | Research on heavy oil gas lift assisted with light oil injected from the annulus | |
| CN109138976B (zh) | 双水平井预热转sagd时机的判断方法及双水平井预热装置 | |
| CN113882842A (zh) | 一种早期蒸汽腔沿水平井发育规模检测方法 | |
| Zhang et al. | Improvement of Steam Injection Efficiency in Horizontal Well with the Semi‐Analytical Model: A Case Study of Liaohe Oilfield Steam Injection Well | |
| Nordqvist | Evaluation and modelling of SWIW tests performed within the SKB site characterisation programme | |
| Nukhaev et al. | Near-wellbore formation evaluation via distributed temperature data | |
| Liang et al. | Application of Temperature Fall‐Off Interpretation Method in Superheavy Oil or Oil Sand SAGD Process | |
| RU2515641C1 (ru) | Способ исследования горизонтальной скважины |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200824 |