RU2534306C1 - Method of oil deposit development by thermal and water-gas simulation - Google Patents
Method of oil deposit development by thermal and water-gas simulation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2534306C1 RU2534306C1 RU2013144466/03A RU2013144466A RU2534306C1 RU 2534306 C1 RU2534306 C1 RU 2534306C1 RU 2013144466/03 A RU2013144466/03 A RU 2013144466/03A RU 2013144466 A RU2013144466 A RU 2013144466A RU 2534306 C1 RU2534306 C1 RU 2534306C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- vertical
- wells
- injection
- water
- injectors
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти вертикальными и горизонтальными скважинами с применением методов вытеснения нефти из пласта закачкой теплоносителя и водогазовой смеси.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits by vertical and horizontal wells using methods of displacing oil from the reservoir by pumping a heat carrier and a water-gas mixture.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку водогазовой смеси через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины. Согласно изобретению, в нагнетательных скважинах вскрывают подошвенную часть пласта, закачку водогазовой смеси производят циклически под давлением, превышающим давление раскрытия вертикальных трещин пласта, в качестве водогазовой смеси вначале нагнетают высокодисперсную водогазовую смесь при оптимальном соотношении объемов нагнетания воды и газа, определенном из условия пропорциональности отношения объемов мелких пор ниже среднего размера и крупных пор выше среднего размера в коллекторе, а на конечном этапе нагнетают мелкодисперсную водогазовую смесь, циклическую закачку выполняют изменением давления нагнетания на нагнетательных скважинах, при этом в добывающих скважинах вскрытие и отбор продукции производят по всему разрезу продуктивной части пласта. Дополнительно нагнетание водогазовой смеси чередуют с нагнетанием воды (патент РФ №2326235, кл. E21B 43/20, опубл. 10.06.2008).A known method of developing an oil reservoir, including pumping a water-gas mixture through injection wells, selecting products through production wells. According to the invention, the bottom of the formation is opened in injection wells, the water-gas mixture is injected cyclically under a pressure higher than the opening pressure of the vertical fractures of the formation, as a water-gas mixture, a highly dispersed water-gas mixture is first pumped with the optimum ratio of the volumes of water and gas injection determined from the condition of proportionality of the ratio of volumes to volumes fine pores are below average size and large pores are above average size in the reservoir, and at the final stage, finely dispersed hydrochloric water-gas mixture, cyclic injection is performed to change the injection pressure of injection wells, the production wells in the opening and selection of products produced by the whole section of the net pay. Additionally, the injection of the water-gas mixture is alternated with the injection of water (RF patent No. 2226235, class E21B 43/20, publ. 10.06.2008).
Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача, особенно при разработке залежей нефти с повышенной вязкостью.The disadvantage of this method is the low oil recovery, especially when developing oil deposits with high viscosity.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой, заключающийся в разбуривании залежи горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами, закачке в область водонефтяного контакта через нагнетательные скважины мелкодисперсной водогазовой смеси, плотность которой меньше плотности воды в пластовых условиях, а температура выше начальной пластовой температуры и ниже температуры кипения воды при давлении на устье нагнетательной скважины, с одновременным отбором продукции из нефтяной оторочки и водонасыщенного коллектора. Закачку мелкодисперсной водогазовой смеси дополнительно производят в область нефтяной оторочки (патент РФ №2307239, кл. E21B 43/20, E21B 43/24, опубл. 27.09.2007 - прототип).Closest to the technical essence of the proposed method is a method of developing an oil reservoir, laden with water, which consists in drilling a reservoir with horizontal injection and production wells, pumping into the oil-water contact area through injection wells a finely dispersed water-gas mixture, the density of which is lower than the density of water in reservoir conditions, and the temperature above the initial reservoir temperature and below the boiling point of water at a pressure at the mouth of the injection well, while th selection of products from the oil rim and water-saturated reservoir. The finely dispersed water-gas mixture is additionally produced in the oil rim area (RF patent No. 2307239, class E21B 43/20, E21B 43/24, publ. September 27, 2007 - prototype).
Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача при разработке залежи нефти горизонтальными скважинами с закачкой нагретой водогазовой смеси. Смесь успевает остыть в процессе движения по стволу горизонтальной скважины, кроме того происходит прорыв газа, что снижает охват пласта воздействием.The disadvantage of this method is the low oil recovery in the development of oil deposits in horizontal wells with the injection of a heated water-gas mixture. The mixture manages to cool down while moving along the horizontal wellbore, in addition, a gas breakthrough occurs, which reduces the impact of the formation.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи, снижения вязкости нефти и увеличения коэффициента охвата.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits, reducing the viscosity of oil and increasing the coefficient of coverage.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с тепловым и водогазовым воздействием, включающим бурение на участке нефтяной залежи добывающих и нагнетательных скважин, закачку через нагнетательные скважины водогазовой смеси и теплоносителя, отбор продукции через добывающие скважины, согласно изобретению, бурят вертикальные добывающие и нагнетательные скважины по рядной системе разработки, по данным бурения которых предварительно проводят расчеты оптимальных параметров закачки на тепловой гидродинамической модели, соотношение рядов вертикальных добывающих скважин к нагнетательным выполняют как 2:1, между рядами вертикальных добывающих скважин, где отсутствует ряд вертикальных нагнетательных скважин, бурят горизонтальные нагнетательные скважины, причем горизонтальные стволы располагают параллельно друг другу и выполняют длиной (1,4-2,8)·а, где а - расстояние между вертикальными скважинами, горизонтальные нагнетательные скважины оборудуют забойными нагревателями и ведут закачку в пласты, залегающие на глубине 700 м и более, горячей воды с температурой не менее 95°C на устье и под давлением закачки (0,45-0,85)·Рг, где Рг - вертикальное горное давление пород, а в пласты, залегающие на глубине менее 700 м, - закачку водяного пара при температуре на устье не менее 200°С и степени сухости пара 0,6-0,8, в каждую вертикальную нагнетательную скважину ведут закачку водогазовой смеси, состоящей из воды и попутного нефтяного газа, с расходомThe problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir with heat and water-gas effects, including drilling in a section of an oil reservoir of production and injection wells, pumping water-gas mixture and coolant through injection wells, production selection through production wells, according to the invention, drill vertical production and injection wells according to the in-line development system, according to the drilling data of which preliminary calculations of optimal injection parameters are carried out on a thermal hydrodynamic model, the ratio of the rows of vertical production wells to injection is performed as 2: 1, between the rows of vertical production wells, where there is no row of vertical injection wells, horizontal injection wells are drilled, and horizontal wells are parallel to each other and run in length (1.4-2.8) · A, where a is the distance between the vertical wells, the horizontal injection wells are equipped with downhole heaters and injected into the reservoirs at a depth of 700 m or more of hot water with temperature not less than 95 ° C in the mouth and injection pressure (0,45-0,85) · F r, where F r - vertical overburden stress sawmills and in layers at a depth of less than 700 m, - injection of steam at a temperature at the mouth of at least 200 ° C and a degree of dryness of steam of 0.6-0.8, a water-gas mixture consisting of water and associated petroleum gas is injected into each vertical injection well with a flow rate
где Vг - объем добываемого попутного нефтяного газа с участка в сутки, м3,where V g - the volume of produced associated petroleum gas from the site per day, m 3 ,
N - число вертикальных нагнетательных скважин,N is the number of vertical injection wells,
Qв - расход закачиваемой воды в вертикальные нагнетательные скважины, обеспечивающий 100%-ную текущую компенсацию отбора закачкой на участке, м3/сут.Q in - the flow rate of injected water into vertical injection wells, providing 100% current compensation for selection by injection on the site, m 3 / day.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
На нефтеотдачу нефтяной залежи, разрабатываемой вертикальными и горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает технология поддержания пластового давления закачиваемым агентом. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяной залежи посредствам снижения вязкости нефти и увеличения коэффициента охвата пласта. Задача решается следующим образом.The recovery of oil deposits developed by vertical and horizontal wells is significantly affected by the technology of maintaining reservoir pressure by the injected agent. Existing technical solutions do not fully allow to perform this task. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery of oil deposits by reducing the viscosity of oil and increasing the coefficient of coverage of the reservoir. The problem is solved as follows.
На фиг.1 приведена в плане схема участка нефтяной залежи с расположенными на ней горизонтальными и вертикальными скважинами. Принятые обозначения: 1-12 - добывающие вертикальные скважины, 13-18 - нагнетательные вертикальные скважины, 19-20 - нагнетательные горизонтальные скважины, А - участок нефтяной залежи, разрабатываемый скважинами 1-20, а - расстояние между вертикальными скважинами 1-18, с - забойные нагреватели, s - расстояние между забойными нагревателями с.Figure 1 shows the plan diagram of the site of the oil reservoir located on it horizontal and vertical wells. Accepted designations: 1-12 - producing vertical wells, 13-18 - injection vertical wells, 19-20 - injection horizontal wells, A - section of the oil field developed by wells 1-20, and - the distance between vertical wells 1-18, s - downhole heaters, s - distance between downhole heaters s.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
На участке нефтяной залежи А (фиг.1) бурят вертикальные добывающие 1-12 и нагнетательные 13-18 скважины по рядной системе с соотношение рядов добывающих скважин к нагнетательным - 2:1, что позволяет затем размещать между рядами горизонтальные скважины. Расстояние между вертикальными скважинами - а. Обустраивают скважины 1-18, пускают их в работу. По данным бурения вертикальных скважин 1-18 строят тепловую гидродинамическую модель, в которой рассчитывают оптимальные параметры закачки и длины горизонтальных стволов.On the site of oil reservoir A (Fig. 1), vertical production wells 1–12 and injection wells 13–18 are drilled in a row system with a ratio of the rows of production wells to injection wells of 2: 1, which then allows horizontal wells to be placed between the rows. The distance between vertical wells - a. Equip wells 1-18, put them into operation. According to the data of vertical wells 1-18 drilling, a thermal hydrodynamic model is built in which the optimal injection parameters and the length of the horizontal wells are calculated.
Между рядами добывающих скважин 1, 5, 9 и 2, 6, 10, а также между 3, 7, 11 и 4, 8, 12, где отсутствует ряд вертикальных нагнетательных скважин бурят горизонтальные нагнетательные скважины 19, 20, причем горизонтальные стволы располагают параллельно друг другу и выполняют длиной (1,4-2,8)·а, определенной по гидродинамическому моделированию как наиболее оптимальной. Причем длина ствола менее 1,4·а, согласно расчетам, снижает охват, а более 2,8·а не позволяет эффективно работать всей длине горизонтального ствола.Between the rows of production wells 1, 5, 9, and 2, 6, 10, and also between 3, 7, 11, and 4, 8, 12, where there is no row of vertical injection wells, horizontal injection wells 19, 20 are drilled, with horizontal shafts being parallel each other and perform a length of (1.4-2.8) · a, determined by hydrodynamic modeling as the most optimal. Moreover, the barrel length is less than 1.4 · a, according to calculations, reduces coverage, and more than 2.8 · a does not allow efficient operation of the entire length of the horizontal trunk.
Горизонтальные нагнетательные скважины 19, 20 оборудуют забойными нагревателями с расстоянием между собой s и спускают термоизолированную насосно-компрессорную трубу, обустраивают. Расстояние s определяют также заранее по гидродинамическому моделированию. Для продуктивных пластов с глубиной залегания 700 м и более ведут закачку горячей воды с температурой не менее 95°C на устье через скважины 19, 20 в продуктивный пласт залежи А. Забойные нагреватели при давлении закачки (0,45-0,85)·Рг, где Рг - вертикальное горное давление пород, обеспечивают согласно расчетам подогрев воды на 40-70% в зависимости от пройденной длины водой в горизонтальном стволе скважины. Этого хватает согласно моделированию для эффективного прогрева пласта.Horizontal injection wells 19, 20 are equipped with downhole heaters with a distance between each other s and a thermally insulated tubing is lowered, equipped. The distance s is also determined in advance by hydrodynamic modeling. For productive formations with a depth of 700 m or more, hot water is injected with a temperature of at least 95 ° C at the wellhead through wells 19, 20 into the productive formation of reservoir A. Downhole heaters with injection pressure (0.45-0.85) · P g , where R g is the vertical rock pressure of the rocks, according to calculations, provide water heating by 40-70% depending on the length passed by water in the horizontal wellbore. This is enough according to the simulation for effective heating of the reservoir.
Одновременно ведут закачку подтоварной воды в скважины 13-18 при пластовой температуре и отбор жидкости из скважин 1-12. Средний дебит скважин 1-12 по нефти обеспечивает отбор попутно добываемого газа с участка залежи А в объеме Vг. Также для обеспечения 100%-ной компенсации отбора жидкости закачкой необходим расход воды в каждую из скважин 13-18 в объеме Qв.At the same time, commercial water is injected into wells 13-18 at reservoir temperature and fluid withdrawal from wells 1-12. The average production rate of wells 1-12 for oil ensures the selection of associated gas from the site of reservoir A in the amount of V g . Also, to ensure 100% compensation for fluid withdrawal by injection, the flow rate of water in each of the wells 13-18 in the volume of Q c .
Далее, после обустройства наземного оборудования для осуществления процесса водогазового воздействия, в каждую вертикальную нагнетательную скважину 13-18 ведут закачку водогазовой смеси с расходомFurther, after the arrangement of ground equipment for the implementation of the gas-water treatment process, water-gas mixture is injected into each vertical injection well 13-18 with a flow rate
Qг=Vг/N+Qв, м3/сут,Q g = V g / N + Q in , m 3 / day,
где Vг - объем добываемого попутного нефтяного газа с участка в сутки, м3,where V g - the volume of produced associated petroleum gas from the site per day, m 3 ,
N - число вертикальных нагнетательных скважин,N is the number of vertical injection wells,
Qв - расход закачиваемой воды в вертикальные нагнетательные скважины, обеспечивающий 100%-ную текущую компенсацию отбора закачкой на участке А, м3/сут.Q in - the flow rate of injected water into vertical injection wells, providing 100% current compensation for selection by injection in section A, m 3 / day.
Воду смешивают с попутным нефтяным газом посредствам диспергатора, установленного на кустовой насосной станции, и транспортируют по водоводам до нагнетательных скважин 13-18.Water is mixed with associated petroleum gas by means of a dispersant installed at the cluster pump station, and transported through pipelines to injection wells 13-18.
Закачка горячей воды в горизонтальные скважины 19, 20 обеспечивает прогрев межскважинного пространства. Температурный фронт доходит до добывающих скважин 1-12 за 1 год, который фиксируют по увеличению температуры добываемой продукции. Разогрев пласта приводит к снижению вязкости нефти согласно расчетам от 2 до 15 раз, дебиты скважин 1-12 увеличиваются соответственно пропорционально.The injection of hot water into the horizontal wells 19, 20 ensures the heating of the interwell space. The temperature front reaches production wells 1-12 for 1 year, which is recorded by the increase in temperature of the produced products. Heating the reservoir leads to a decrease in oil viscosity according to calculations from 2 to 15 times, the flow rates of wells 1-12 increase accordingly proportionally.
Закачка водогазовой смеси в скважины 13-18 повышает охват пласта вытеснением, частично снижает вязкость.The injection of a water-gas mixture into wells 13-18 increases the coverage of the formation by displacement, partially reduces the viscosity.
В скважинах с глубиной продуктивного пласта менее 700 м вместо горячей воды в горизонтальные нагнетательные скважины ведут закачку водяного пара при температуре на устье не менее 200°C и степени сухости 0,6-0,8. Данные параметры определены как наиболее оптимальные по результатам расчетов. Пар с температурой менее 200°C успевает полностью сконденсироваться в стволе скважины. Поэтому границей выбора теплоносителя принята глубина 700 м. При степени сухости пара менее 0,6 и более 0,8 снижается коэффициент вытеснения нефти паром.In wells with a reservoir depth of less than 700 m, instead of hot water, water vapor is injected into horizontal injection wells at a wellhead temperature of at least 200 ° C and a dryness of 0.6-0.8. These parameters are determined as the most optimal according to the calculation results. Steam with a temperature of less than 200 ° C manages to completely condense in the wellbore. Therefore, the depth of 700 m is adopted as the boundary of the choice of coolant. When the degree of dryness of steam is less than 0.6 and more than 0.8, the coefficient of oil displacement by steam decreases.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.The development is carried out until the full economically viable development of the site.
Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения, снижение вязкости нефти и увеличение охвата пласта.The result of the implementation of this method is to increase the degree of oil recovery, lowering the viscosity of oil and increasing the coverage of the reservoir.
Примеры конкретного выполнения способаExamples of specific performance of the method
Пример 1. На участке нефтяной залежи А (фиг.1), продуктивные пласты которого представлены карбонатными отложениями, бурят вертикальные добывающие 1-12 и нагнетательные 13-18 скважины по рядной системе с соотношением рядов добывающих скважин к нагнетательным - 2:1. Расстояние между скважинами а=300 м. Обустраивают скважины 1-18. Пускают скважины в работу.Example 1. On the site of oil reservoir A (figure 1), the productive formations of which are represented by carbonate deposits, drill vertical production 1-12 and injection 13-18 wells in a row system with a ratio of the rows of production wells to injection - 2: 1. The distance between the wells a = 300 m. Equip wells 1-18. Let the wells go to work.
Параметры пласта участка залежи А следующие: глубина 950 м, начальное пластовое давление - 7,8 МПа, начальная пластовая температура - 20°C, проницаемость - 193 мД, пористость - 0,13, вязкость нефти в пластовых условиях - 435 мПа*с, толщина пласта -12 м, газовый фактор Г=10 м3/т.The reservoir parameters of reservoir A are as follows: depth 950 m, initial reservoir pressure - 7.8 MPa, initial reservoir temperature - 20 ° C, permeability - 193 mD, porosity - 0.13, oil viscosity in reservoir conditions - 435 MPa * s, formation thickness -12 m, gas factor G = 10 m 3 / t.
По данным бурения вертикальных скважин 1-18 строят тепловую гидродинамическую модель, в которой рассчитывают оптимальные параметры закачки, длины горизонтальных стволов и т.д.According to the data of vertical wells drilling 1-18, a thermal hydrodynamic model is built, in which the optimal injection parameters, the length of horizontal wells, etc. are calculated.
Между рядами добывающих скважин 1, 5, 9 и 2, 6, 10, а также между 3, 7, 11 и 4, 8, 12, где отсутствует ряд вертикальных нагнетательных скважин бурят горизонтальные нагнетательные скважины 19, 20, причем горизонтальные стволы располагают параллельно друг другу и выполняют длиной согласно моделированию 2,8·а=2,8·300=840 м.Between the rows of production wells 1, 5, 9, and 2, 6, 10, and also between 3, 7, 11, and 4, 8, 12, where there is no row of vertical injection wells, horizontal injection wells 19, 20 are drilled, with horizontal shafts being parallel each other and perform a length according to the simulation of 2.8 · a = 2.8 · 300 = 840 m
Горизонтальные нагнетательные скважины 19, 20 оборудуют забойными нагревателями через каждые s=50 м, определенной также по гидродинамическому моделированию, и спускают термоизолированную насосно-компрессорную трубу, обустраивают. Забойные нагреватели в рабочем состоянии имеют температуру 200°C. Ведут закачку горячей воды с температурой 95°C на устье через скважины 19, 20 в продуктивный пласт залежи А. К моменту прихода горячей воды к забою скважины температура воды снижается до 50-60°C. Забойные нагреватели при заданном расходе воды Qз=100 м3/сут и давлением закачки 0,45·Рг=0,5·25,9=11,7 МПа обеспечивают согласно расчетам подогрев воды до 90-120°C в зависимости от пройденной длины водой в горизонтальном стволе скважины.Horizontal injection wells 19, 20 are equipped with downhole heaters every s = 50 m, also determined by hydrodynamic modeling, and a thermally insulated tubing is lowered and equipped. Downhole heaters in working condition have a temperature of 200 ° C. Hot water is injected with a temperature of 95 ° C at the mouth through wells 19, 20 into the reservoir of reservoir A. By the time hot water arrives at the bottom of the well, the water temperature drops to 50-60 ° C. Downhole heaters at a given water flow rate Q s = 100 m 3 / day and an injection pressure of 0.45 · R g = 0.5 · 25.9 = 11.7 MPa provide, according to the calculations, water heating to 90-120 ° C depending on the length passed by water in the horizontal wellbore.
Одновременно ведут закачку подтоварной воды в скважины 13-18 при пластовой температуре и отбор жидкости из скважин 1-12. Средний дебит скважин 1-12 по нефти составил 4 т/сут, что обеспечивает отбор попутно добываемого газа с участка залежи А в сутки в объеме Vг=4·12·10=480 м3. Также для обеспечения 100%-ной компенсации отбора жидкости закачкой необходим расход воды в каждую из скважин 13-18 в объеме Qв=10 м3/сут.At the same time, commercial water is injected into wells 13-18 at reservoir temperature and fluid withdrawal from wells 1-12. The average oil production rate of wells 1-12 was 4 tons / day, which ensures the selection of associated gas from the site of reservoir A per day in the amount of V g = 4 · 12 · 10 = 480 m 3 . Also, to ensure 100% compensation for fluid withdrawal by injection, water consumption is required in each of wells 13-18 in a volume of Q in = 10 m 3 / day.
Далее, после обустройства наземного оборудования для осуществления процесса водогазового воздействия, в каждую вертикальную нагнетательную скважину 13-18 ведут закачку водогазовой смеси с расходом Qг=Vг/N+Qв=480/6+10=90 м3/сут. Воду смешивают с попутным нефтяным газом посредствам диспергатора, установленного на кустовой насосной станции, и транспортируют по водоводам до нагнетательных скважин 13-18.Further, after the arrangement of ground equipment for the implementation of the water-gas treatment process, water-gas mixture is injected into each vertical injection well 13-18 with a flow rate of Q g = V g / N + Q in = 480/6 + 10 = 90 m 3 / day. Water is mixed with associated petroleum gas by means of a dispersant installed at the cluster pump station, and transported through pipelines to injection wells 13-18.
Закачка горячей воды в горизонтальные скважины 19, 20 обеспечивает прогрев межскважинного пространства. Температурный фронт доходит до добывающих скважин 1-12 за 1 год, который фиксируют по увеличению температуры добываемой продукции. Разогрев пласта приводит к снижению вязкости нефти от 2 до 15 раз, дебиты скважин 1-12 увеличиваются пропорционально.The injection of hot water into the horizontal wells 19, 20 ensures the heating of the interwell space. The temperature front reaches production wells 1-12 for 1 year, which is recorded by the increase in temperature of the produced products. Heating the reservoir leads to a decrease in oil viscosity from 2 to 15 times, the flow rates of wells 1-12 increase proportionally.
Закачка водогазовой смеси в скважины 13-18 повышает охват пласта вытеснением, частично снижает вязкость.The injection of a water-gas mixture into wells 13-18 increases the coverage of the formation by displacement, partially reduces the viscosity.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.The development is carried out until the full economically viable development of the site.
В результате за время разработки, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по скважине 0,5 т/сут, было добыто с участка 851,2 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,304. По прототипу, при прочих равных условиях, было добыто 680,4 тыс.т нефти, КИН составил 0,243. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,061.As a result, during the development period, which was limited by watering production wells to 98%, or by achieving a minimum profitable oil production rate per well of 0.5 tons per day, oil was extracted from the area 851.2 thousand tons of oil, oil recovery factor (CIN) was 0.304 . According to the prototype, ceteris paribus, 680.4 thousand tons of oil was produced, oil recovery factor amounted to 0.243. The increase in CIN by the proposed method is 0,061.
Пример 2. Выполняют, как пример 1. Глубина продуктивного пласта - 600 м. Горизонтальные стволы нагнетательных скважин 19, 20 выполняют длиной согласно моделированию 1,4·а=2,8·300=420 м. Сначала в течение двух лет скважины 19, 20 отрабатывают на нефть. Вместо горячей воды в горизонтальные нагнетательные скважины 19 и 20 ведут закачку водяного пара при температуре на устье 200°C и степени сухости 0,6-0,8. Закачку ведут при давлении нагнетания 0,85·Рг=0,85·14,1=12,0 МПа.Example 2. Perform, as example 1. The depth of the reservoir is 600 m. The horizontal wells of the injection wells 19, 20 are performed according to the simulation length 1.4 · a = 2.8 · 300 = 420 m. First, for two years, the wells 19, 20 work out for oil. Instead of hot water, horizontal steam wells 19 and 20 are injected with water vapor at a wellhead temperature of 200 ° C and a dryness level of 0.6-0.8. The injection is carried out at a discharge pressure of 0.85 · P g = 0.85 · 14.1 = 12.0 MPa.
Предлагаемый способ за счет снижения вязкости нефти и повышения коэффициента охвата пласта позволяет увеличить нефтеотдачу нефтяной залежи.The proposed method by reducing the viscosity of oil and increasing the coefficient of coverage of the reservoir allows to increase oil recovery of oil deposits.
Claims (1)
Qг=Vг/N+Qв, м3/сут,
где Vг - объем добываемого попутного нефтяного газа с участка в сутки, м3,
N - число вертикальных нагнетательных скважин,
Qв - расход закачиваемой воды в вертикальные нагнетательные скважины, обеспечивающий 100%-ную текущую компенсацию отбора закачкой на участке, м3/сут. A method of developing an oil deposit by heat and water-gas treatment, including drilling production and injection wells at an oil deposit site, injecting water-gas mixture and coolant through injection wells, selecting products through production wells, characterized in that vertical production and injection wells are drilled using an in-line development system, according to the drilling data of which preliminary calculations of optimal injection parameters are carried out on a thermal hydrodynamic model, the row ratio is vertical x production wells to injection perform as 2: 1, between the rows of vertical production wells, where there is no number of vertical injection wells, drill horizontal injection wells, and horizontal wells are parallel to each other and perform a length of (1.4-2.8) , where a is the distance between vertical wells, horizontal injection wells are equipped with downhole heaters and injected into formations lying at a depth of 700 m or more, hot water with a temperature of at least 95 ° C at the mouth and under injection phenomenon (0.45-0.85) · R g , where R g is the vertical rock pressure of the rocks, and in the formations lying at a depth of less than 700 m, is the injection of water vapor at a temperature at the mouth of at least 200 ° C and degree dry steam 0.6-0.8, in each vertical injection well are injected water-gas mixture consisting of water and associated petroleum gas, with a flow
Q g = V g / N + Q in , m 3 / day,
where V g - the volume of produced associated petroleum gas from the site per day, m 3 ,
N is the number of vertical injection wells,
Q in - the flow rate of injected water into vertical injection wells, providing 100% current compensation for selection by injection on the site, m 3 / day.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013144466/03A RU2534306C1 (en) | 2013-10-04 | 2013-10-04 | Method of oil deposit development by thermal and water-gas simulation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013144466/03A RU2534306C1 (en) | 2013-10-04 | 2013-10-04 | Method of oil deposit development by thermal and water-gas simulation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2534306C1 true RU2534306C1 (en) | 2014-11-27 |
Family
ID=53382998
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013144466/03A RU2534306C1 (en) | 2013-10-04 | 2013-10-04 | Method of oil deposit development by thermal and water-gas simulation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2534306C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2606003C2 (en) * | 2015-03-27 | 2017-01-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method for thermal steam action on deposit of high-viscosity oil |
| RU2781983C1 (en) * | 2022-03-04 | 2022-10-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity and bituminous oil deposits |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4434849A (en) * | 1978-09-07 | 1984-03-06 | Heavy Oil Process, Inc. | Method and apparatus for recovering high viscosity oils |
| US5246071A (en) * | 1992-01-31 | 1993-09-21 | Texaco Inc. | Steamflooding with alternating injection and production cycles |
| RU2060378C1 (en) * | 1993-04-06 | 1996-05-20 | Александр Константинович Шевченко | Method for developing oil stratum |
| RU2307239C1 (en) * | 2006-04-10 | 2007-09-27 | Федеральное агентство по образованию Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Development method for oil field having bottom water |
| RU2326235C1 (en) * | 2007-07-16 | 2008-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development process of petroleum deposit |
| RU2439304C1 (en) * | 2010-07-02 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
| RU2440489C1 (en) * | 2010-07-02 | 2012-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
| RU2457322C1 (en) * | 2011-02-15 | 2012-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
-
2013
- 2013-10-04 RU RU2013144466/03A patent/RU2534306C1/en active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4434849A (en) * | 1978-09-07 | 1984-03-06 | Heavy Oil Process, Inc. | Method and apparatus for recovering high viscosity oils |
| US5246071A (en) * | 1992-01-31 | 1993-09-21 | Texaco Inc. | Steamflooding with alternating injection and production cycles |
| RU2060378C1 (en) * | 1993-04-06 | 1996-05-20 | Александр Константинович Шевченко | Method for developing oil stratum |
| RU2307239C1 (en) * | 2006-04-10 | 2007-09-27 | Федеральное агентство по образованию Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Development method for oil field having bottom water |
| RU2326235C1 (en) * | 2007-07-16 | 2008-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development process of petroleum deposit |
| RU2439304C1 (en) * | 2010-07-02 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
| RU2440489C1 (en) * | 2010-07-02 | 2012-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
| RU2457322C1 (en) * | 2011-02-15 | 2012-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2606003C2 (en) * | 2015-03-27 | 2017-01-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method for thermal steam action on deposit of high-viscosity oil |
| RU2781983C1 (en) * | 2022-03-04 | 2022-10-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity and bituminous oil deposits |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9551207B2 (en) | Pressure assisted oil recovery | |
| RU2295030C1 (en) | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen | |
| US20150345268A1 (en) | Applications of ultra-low viscosity fluids to stimulate ultra-tight hydrocarbon-bearing formations | |
| CN103225497B (en) | Exploitation method of vaporizing formation water and displacing heavy oil by microwaves in situ | |
| CA2744749C (en) | Basal planer gravity drainage | |
| CA2867873C (en) | Methods and systems for downhole thermal energy for vertical wellbores | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2678739C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| US9359868B2 (en) | Recovery from a subsurface hydrocarbon reservoir | |
| RU2515662C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2599994C1 (en) | Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir | |
| RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
| Turta | In situ combustion | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2534306C1 (en) | Method of oil deposit development by thermal and water-gas simulation | |
| RU2555163C1 (en) | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells | |
| US20160061015A1 (en) | Axially segmented depletion operations in horizontal wells | |
| RU2599649C2 (en) | Underground well system with plurality of drain holes extending from production well and method of its use | |
| RU2524580C1 (en) | Development of oil deposit by heat and water-gas impacts in vertical, horizontal and multihole wells system | |
| RU2580339C1 (en) | Method for development massive type high-viscous oil deposit | |
| RU2264533C2 (en) | Method for oil reservoir development in carbonate or terrigenous formation with developed macrocracks | |
| Ossai et al. | Enhanced Recovery of Heavy Oil in the Niger Delta: Nelson and McNeil model a key option for in-situ combustion application |