RU2588232C1 - Method of developing high-viscosity oil field - Google Patents
Method of developing high-viscosity oil field Download PDFInfo
- Publication number
- RU2588232C1 RU2588232C1 RU2015124358/03A RU2015124358A RU2588232C1 RU 2588232 C1 RU2588232 C1 RU 2588232C1 RU 2015124358/03 A RU2015124358/03 A RU 2015124358/03A RU 2015124358 A RU2015124358 A RU 2015124358A RU 2588232 C1 RU2588232 C1 RU 2588232C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- solution
- wells
- pumped
- well
- Prior art date
Links
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 86
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 85
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 51
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 42
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 27
- 239000000969 carrier Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 17
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 claims description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 11
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 11
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 3
- 239000002699 waste material Substances 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 19
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 3
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 125000005587 carbonate group Chemical group 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений высоковязких и тяжелых нефтей термическими способами.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity and heavy oils by thermal methods.
Известен способ разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей, включающий последовательную закачку в скважину теплоносителя и термостабильного поверхностно-активного вещества (ПАВ), извлечение из скважины нефти, при этом после закачки расчетного количества теплоносителя скважину выдерживают определенное время в закрытом состоянии, причем в качестве ПАВ используют систему реагента РДН, представляющего собой состав, состоящий из неионогенного ПАВ (НПАВ), концентрата полярных, высокомолекулярных асфальто-смолистых и парафиновых компонентов (АСПК) нефти и ароматического углеводородного растворителя, в котором эффективно растворяется как НПАВ, так и АСПК (патент РФ №2163292, кл. Е21В 43/24, опубл. 20.02.2001 г.).A known method of developing deposits of highly viscous and heavy oils, including the sequential injection into the well of a coolant and a thermostable surfactant, extracting oil from the well, while after injecting the estimated amount of coolant, the well can withstand a certain time in a closed state, and use as a surfactant RDN reagent system, which is a composition consisting of nonionic surfactants (nonionic surfactants), a concentrate of polar, high molecular weight asphalt-resinous and paraffin output components (ASPK) of oil and aromatic hydrocarbon solvent, which effectively dissolves both nonionic surfactants and ASPK (RF patent №2163292, CL ЕВВ 43/24, publ. 02.20.2001).
Способ позволяет несколько повысить эффективность вытеснения нефти при паротепловом воздействии на пласт за счет увеличения охвата пласта.The method allows to slightly increase the efficiency of oil displacement during the heat and steam treatment of the formation by increasing the coverage of the formation.
Недостатком способа является низкая эффективность вытеснения за счет неустойчивости термостабильной эмульсионно-дисперсной системы прямого типа на основе РДН, зависящая как от режимных параметров закачки, так и от составляющих самого пласта. Кроме того, для закачки используется высококонцентрированный состав реагента РДН, что влечет за собой повышенные материальные затраты.The disadvantage of this method is the low efficiency of the displacement due to the instability of the thermostable emulsion-disperse system of the direct type on the basis of RDN, depending both on the operating parameters of the injection and on the components of the formation itself. In addition, a highly concentrated RDN reagent composition is used for injection, which entails increased material costs.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей, который включает последовательную закачку расчетного количества теплоносителя и термостабильного поверхностно-активного вещества в скважину. Скважину выдерживают определенное время в закрытом состоянии. Перед закачкой поверхностно-активного вещества в пласт призабойную зону скважины дополнительно прогревают теплоносителем. Затем порционно закачивают 0,5-0,7 мас. % водного раствора поверхностно-активного вещества. Объем закачки определяют по аналитическому выражению. Причем оторочку поверхностно-активного вещества продавливают в пласт теплоносителем (патент РФ №2224881, кл. Е21В 43/24, опубл. 27.02.2004 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method for developing deposits of high viscosity and heavy oils, which includes the sequential injection of the calculated amount of coolant and thermostable surfactant into the well. The well can withstand a certain time in the closed state. Before injection of the surfactant into the formation, the bottom-hole zone of the well is additionally heated with a coolant. Then 0.5-0.7 wt. % aqueous solution of a surfactant. The injection volume is determined by the analytical expression. Moreover, the rim of the surfactant is pressed into the reservoir with a coolant (RF patent No. 2224881, CL ЕВВ 43/24, publ. 02.27.2004 - prototype).
Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача месторождения.The disadvantage of this method is the low oil recovery of the field.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи месторождения.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery.
Задача решается тем, что в способе разработки месторождения высоковязкой нефти, включающем закачку через нагнетательные скважины раствора поверхностно-активного вещества и теплоносителя и отбор пластовой продукции через добывающие скважины, согласно изобретению, на месторождении выделяют участок разработки с добывающими скважинами и 5 или 6 нагнетательными скважинами, на участке разработки проводят интенсификационные работы, нагнетательные скважины эксплуатируют с коэффициентом эксплуатации не менее 80% ежемесячно и отклонением среднемесячной производительности не более 20% от среднего уровня в течение 12 месяцев до и после проведения интенсификационных работ, добывающие скважины эксплуатируют с коэффициентом эксплуатации не ниже 80% ежемесячно в течение 6 месяцев до и 12 месяцев после проведения интенсификационных работ, при проведении интенсификационных работ поочередно в каждую нагнетательную скважину раствор температуростойкого поверхностно-активного вещества закачивают в концентрации от 0,1 до 1 мас. % в течение 4-6 суток в объеме, пропорциональном приемистости скважины, после чего в течение 24-26 суток закачивают в качестве теплоносителя сточную нагретую воду, при этом сначала закачивают раствор температуростойкого поверхностно-активного вещества в одну нагнетательную скважину, на следующие сутки после окончания закачки начинают закачивать раствор температуростойкого поверхностно-активного вещества в другую нагнетательную скважину и так последовательно во все нагнетательные скважины, а указанный теплоноситель закачивают в каждую нагнетательную скважину после окончания закачки в нее раствора температуростойкого поверхностно-активного вещества.The problem is solved in that in a method for developing a highly viscous oil field, which involves injecting a solution of a surfactant and a coolant through injection wells and taking reservoir products through production wells, according to the invention, a development section with production wells and 5 or 6 injection wells is allocated in the field, intensification work is being carried out at the development site, injection wells are being operated with a production factor of at least 80% monthly and deviation of daily productivity of not more than 20% of the average level for 12 months before and after the intensification work, producing wells are operated with an operating factor of at least 80% monthly for 6 months before and 12 months after the intensification work, when carrying out the intensification work alternately in each injection well, a solution of heat-resistant surfactant is pumped in a concentration of from 0.1 to 1 wt. % for 4-6 days in a volume proportional to the injectivity of the well, after which waste heated water is pumped as a coolant for 24-26 days, while the solution of the heat-resistant surfactant is first pumped into one injection well, the next day after completion the injections begin to pump the solution of the heat-resistant surfactant into another injection well and so on in sequence into all the injection wells, and the indicated coolant is pumped into each injection well after completion of the injection of a solution of a heat-resistant surfactant into it.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке месторождения высоковязкой нефти нефтеотдача остается на невысоком уровне даже с применением интенсифицирующих технологий и материалов типа ПАВ. Возникает это вследствие отсутствия учета направлений движения пластовых жидкостей и непрерывности поддержания движения жидкостей. Все это в конечном результате выражается в невысокой нефтеотдаче месторождения. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи месторождения. Задача решается следующим образом.When developing a highly viscous oil field, oil recovery remains at a low level even with the use of intensifying technologies and materials such as surfactants. This occurs due to the lack of consideration of the directions of the movement of formation fluids and the continuity of maintaining the movement of fluids. All this in the end result is expressed in the low oil recovery of the field. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery. The problem is solved as follows.
При разработке месторождения высоковязкой нефти выполняют закачку через нагнетательные скважины раствора ПАВ и теплоносителя и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. На месторождении выделяют участок разработки с 5-6 нагнетательными скважинами и с добывающими скважинами. На участке разработки проводят интенсификационные работы. Нагнетательные скважины эксплуатируют с коэффициентом эксплуатации не менее 80% ежемесячно и отклонением среднемесячной производительности не более 20% от среднего уровня в течение 12 месяцев до и после проведения интенсификационных работ, добывающие скважины эксплуатируют с коэффициентом эксплуатации не ниже 80% ежемесячно в течение 6 месяцев до и 12 месяцев после проведения интенсификационных работ. Такая организация работ позволяет прогреть продуктивный пласт участка месторождения, обеспечить стабильное движение пластовых жидкостей.When developing a highly viscous oil field, surfactant solution and coolant are injected through injection wells and formation products are taken through production wells. A development area with 5-6 injection wells and production wells is allocated at the field. Intensification work is carried out at the development site. Injection wells are operated with an operating factor of at least 80% monthly and a deviation of the average monthly productivity of not more than 20% from the average level for 12 months before and after intensification work, production wells are operated with an operating factor of at least 80% monthly for 6 months before and 12 months after intensification work. Such an organization of work allows warming up the productive layer of a field site, and ensuring stable movement of formation fluids.
Коэффициент эксплуатации скважины определяют как отношение количества дней работы скважины к календарному количеству дней.The well operation coefficient is defined as the ratio of the number of days of well operation to the calendar number of days.
Отклонение среднемесячной производительности скважины от среднего уровня определяют как % отклонения от режимных данных.The deviation of the average monthly well productivity from the average level is defined as% deviation from the operational data.
В качестве ПАВ используют температуростойкие ПАВ, т.е. сохраняющие свойства при повышенной температуре до 90°С, например, АЦН-11-257, АЦ-10 или аналогиHeat-resistant surfactants are used as surfactants, i.e. retaining properties at elevated temperatures up to 90 ° C, for example, ACN-11-257, AC-10 or analogues
При проведении интенсификационных работ поочередно в каждую нагнетательную скважину раствор температуростойкого ПАВ закачивают в концентрации от 0,1 до 1 мас. % в течение 4-6 суток в объеме, пропорциональном приемистости скважины, после чего в течение 24-26 суток закачивают в качестве теплоносителя сточную нагретую воду. Сначала закачивают раствор температуростойкого ПАВ в одну нагнетательную скважину, на следующие сутки после окончания закачки начинают закачивать раствор температуростойкого ПАВ в другую нагнетательную скважину и так последовательно во все нагнетательные скважины, а указанный теплоноситель закачивают в каждую нагнетательную скважину после окончания закачки в нее раствора температуростойкого ПАВ.When carrying out intensification work, a solution of a heat-resistant surfactant is pumped alternately into each injection well in a concentration of 0.1 to 1 wt. % for 4-6 days in a volume proportional to the injectivity of the well, after which sewage heated water is pumped as a coolant for 24-26 days. First, a solution of a heat-resistant surfactant is pumped into one injection well, the next day after the end of the injection, a solution of a heat-resistant surfactant is started to be pumped into another injection well, and so on in all injection wells, and the specified coolant is pumped into each injection well after the injection of a solution of a heat-resistant surfactant into it.
При этом в продуктивном пласте наряду со стабильным движением пластовых жидкостей в направлении добывающих скважин возникают переменные по направлению и скорости течения потоки жидкостей от разных нагнетательных скважин. Все это способствует повышению охвата пласта воздействием, извлечению дополнительного количества нефти и таким образом повышению нефтеотдачи месторождения.At the same time, in the reservoir, along with the stable movement of the formation fluids in the direction of the producing wells, fluid flows from the different injection wells that are variable in direction and flow velocity arise. All this helps to increase the coverage of the formation by exposure, to extract additional quantities of oil and thus increase oil recovery.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. Разрабатывают продуктивный пласт Ашальчинского месторождения со следующими характеристиками: глубина от 1015 до 1064 м, пластовая температура 23°С, пластовое давление 11,2 МПа, эффективная толщина пласта в среднем 26,6 м, нефтенасыщенная толщина - 18,1 м, пористость в среднем 11,9%, проницаемость от 0,8 до 30,0*10-3 мкм2, нефтенасыщенность 0,690, вязкость нефти 53,62 мПа*с, плотность нефти 896,6 кг/м3. Коллектор карбонатный. Тип залежи массивный.Example 1. Develop a productive formation of the Ashalchinskoye field with the following characteristics: depth from 1015 to 1064 m, reservoir temperature 23 ° C, reservoir pressure 11.2 MPa, effective thickness of the reservoir on average 26.6 m, oil-saturated thickness - 18.1 m, average porosity 11.9%, permeability from 0.8 to 30.0 * 10 -3 μm 2 , oil saturation 0.690, oil viscosity 53.62 MPa * s, oil density 896.6 kg / m 3 . The reservoir is carbonate. The type of deposit is massive.
Пласт разрабатывают методом заводнения. Закачивают сточную воду с температурой порядка 70°С через 25 нагнетательных скважин и отбирают пластовую продукцию через 48 добывающих скважин.The layer is developed by water flooding. Wastewater is pumped at a temperature of about 70 ° C through 25 injection wells and reservoir products are collected through 48 production wells.
Средняя приемистость нагнетательных скважин составляет 90 м3/сут на одну скважину, средний дебит добывающих скважин составляет 2,1 т/сут.The average injection rate of injection wells is 90 m 3 / day per well, the average production rate of production wells is 2.1 tons / day.
Выделяют участок разработки с 6 нагнетательными скважинами и 17 добывающими скважинами. Перед проведением работ по интенсификации разработки в течение 12 месяцев нагнетательные скважины эксплуатируют с коэффициентом эксплуатации не менее 80% ежемесячно и отклонением среднемесячной производительности не более 20% от среднего уровня, добывающие скважины эксплуатируют с коэффициентом эксплуатации не ниже 80% ежемесячно в течение 6 месяцев до проведения интенсификационных работ.A development area with 6 injection wells and 17 production wells is allocated. Before carrying out work to intensify development for 12 months, injection wells are operated with a production factor of at least 80% monthly and a deviation of the average monthly productivity of not more than 20% from the average level, production wells are operated with a production rate of at least 80% monthly for 6 months before intensification work.
В первую нагнетательную скважину в течение 4 суток закачивают 1 мас.%-ный раствор ПАВ АЦН-11-257 в объеме 3,6 м3, пропорциональном приемистости скважины, составляющей 90 м3/сут, после чего в течение 26 суток закачивают в качестве теплоносителя сточную воду, нагретую до 70°С.A 1 wt.% Solution of ACN-11-257 surfactant is injected into the first injection well for 4 days in a volume of 3.6 m 3 proportional to the injectivity of the well, which is 90 m 3 / day, after which it is pumped over for 26 days heat carrier wastewater heated to 70 ° C.
Во вторую нагнетательную скважину на следующие сутки после окончания закачки раствора ПАВ в первую нагнетательную скважину закачивают в течение 5 суток 0,5 мас.%-ный раствор ПАВ АЦ-10 в объеме 1,8 м3, пропорциональном приемистости скважины, составляющей 90 м3/сут, после чего в течение 25 суток закачивают в качестве теплоносителя сточную воду, нагретую до 70°С.On the next day after the end of the injection of the surfactant solution, the 0.5 wt.% Solution of the AC-10 surfactant in the volume of 1.8 m 3 proportional to the well injectivity of 90 m 3 is pumped into the first injection well for 5 days / day, after which for 25 days wastewater is pumped as a heat carrier, heated to 70 ° C.
В третью нагнетательную скважину на следующие сутки после окончания закачки раствора ПАВ во вторую нагнетательную скважину закачивают в течение 6 суток 1 мас.%-ный раствор ПАВ АЦН-11-257 в объеме 3,6 м3, пропорциональном приемистости скважины, составляющей 90 м3/сут, после чего в течение 24 суток закачивают в качестве теплоносителя сточную воду, нагретую до 70°С.In the third injection well on the next day after the completion of the injection of the surfactant solution, a 1 wt.% Solution of the ACN-11-257 surfactant in the volume of 3.6 m 3 proportional to the injectivity of the well, component 90 m 3 , is pumped into the second injection well for 6 days / day, after which waste water heated to 70 ° C is pumped in as a coolant for 24 days.
В четвертую нагнетательную скважину на следующие сутки после окончания закачки раствора ПАВ в третью нагнетательную скважину закачивают в течение 5 суток 0,8 мас.%-ный раствор ПАВ АЦ-10 в объеме 2,88 м3, пропорциональном приемистости скважины, составляющей 90 м3/сут, после чего в течение 25 суток закачивают в качестве теплоносителя сточную воду, нагретую до 70°С.On the next day after the end of the injection of the surfactant solution, a 0.8 wt.% Solution of the AC-10 surfactant in the volume of 2.88 m 3 proportional to the injectivity of the well, component 90 m 3 , is pumped into the third injection well on the next day after completion of the injection of the surfactant solution. / day, after which for 25 days wastewater is pumped as a heat carrier, heated to 70 ° C.
В пятую нагнетательную скважину на следующие сутки после окончания закачки в четвертую нагнетательную скважину закачивают в течение 5 суток 1 мас.%-ный раствор ПАВ АЦ-10 в объеме 3.6 м3, пропорционально приемистости скважин, составляющей 90 м3/сут, после чего в течение 25 суток заканчивают в качестве теплоносителя сточную воду, нагретую до 70°С.On the next day after injection is completed, the fifth injection well is pumped into the fourth injection well for 5 days with a 1 wt.% Solution of surfactant AC-10 in a volume of 3.6 m 3 in proportion to the injectivity of the wells, which is 90 m 3 / day, after which within 25 days, wastewater heated to 70 ° C is terminated as a heat carrier.
В шестую нагнетательную скважину на следующие сутки после окончания закачки в пятую нагнетательную скважину закачивают в течение 5 суток 1 мас.%-ный раствор ПАВ АЦ-10 в объеме 3.6 м3, пропорционально приемистости скважин, составляющей 90 м3/сут, после чего в течение 25 суток заканчивают в качестве теплоносителя сточную воду, нагретую до 70°С.The next day after completion of injection into the fifth injection well, in the fifth injection well, 1 wt.% Solution of surfactant AC-10 is injected in a volume of 3.6 m 3 for 5 days, in proportion to the injectivity of the wells, which is 90 m 3 / day, after which within 25 days, wastewater heated to 70 ° C is terminated as a heat carrier.
Таким образом, завершают цикл нагнетания рабочего агента и раствора ПАВ на участке разработки. В это время отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины.Thus, the injection cycle of the working agent and surfactant solution at the development site is completed. At this time, reservoir products are taken through production wells.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Выделяют участок разработки с 5 нагнетательными скважинами и 16 добывающими скважинами. Перед проведением работ по интенсификации разработки в течение 12 месяцев нагнетательные скважины эксплуатируют с коэффициентом эксплуатации не менее 80% ежемесячно и отклонением среднемесячной производительности не более 20% от среднего уровня, добывающие скважины эксплуатируют с коэффициентом эксплуатации не ниже 80% ежемесячно в течение 6 месяцев до проведения интенсификационных работ.Example 2. Perform as example 1. Allocate the development site with 5 injection wells and 16 production wells. Before carrying out work to intensify development for 12 months, injection wells are operated with a production factor of at least 80% monthly and a deviation of the average monthly productivity of not more than 20% from the average level, production wells are operated with a production rate of at least 80% monthly for 6 months before intensification work.
В первую нагнетательную скважину в течение 6 суток закачивают 1 мас.%-ный раствор ПАВ АЦН-11-257 в объеме 3,6 м3, пропорциональном приемистости скважины, составляющей 90 м3/сут, после чего в течение 24 суток закачивают в качестве теплоносителя сточную воду, нагретую до 70°С.In the first injection well for 6 days, a 1 wt.% Solution of surfactant ACN-11-257 is injected in a volume of 3.6 m 3 proportional to the injectivity of the well, which is 90 m 3 / day, after which it is injected within 24 days as heat carrier wastewater heated to 70 ° C.
Во вторую нагнетательную скважину на следующие сутки после окончания закачки раствора ПАВ в первую нагнетательную скважину закачивают в течение 6 суток 0,5 мас.%-ный раствор ПАВ АЦ-10 в объеме 1,8 м3, пропорциональном приемистости скважины, составляющей 90 м3/сут, после чего в течение 24 суток закачивают в качестве теплоносителя сточную воду, нагретую до 70°С.On the next day after the end of the injection of the surfactant solution, the 0.5 wt.% Solution of the AC-10 surfactant in the volume of 1.8 m 3 proportional to the well injectivity of 90 m 3 is pumped into the first injection well for 6 days. / day, after which waste water heated to 70 ° C is pumped in as a coolant for 24 days.
В третью нагнетательную скважину на следующие сутки после окончания закачки раствора ПАВ во вторую нагнетательную скважину закачивают в течение 6 суток 1 мас.%-ный раствор ПАВ АЦН-11-257 в объеме 3,6 м3, пропорциональном приемистости скважины, составляющей 90 м3/сут, после чего в течение 24 суток закачивают в качестве теплоносителя сточную воду, нагретую до 70°С.In the third injection well on the next day after the completion of the injection of the surfactant solution, a 1 wt.% Solution of the ACN-11-257 surfactant in the volume of 3.6 m 3 proportional to the injectivity of the well, component 90 m 3 , is pumped into the second injection well for 6 days / day, after which waste water heated to 70 ° C is pumped in as a coolant for 24 days.
В четвертую нагнетательную скважину на следующие сутки после окончания закачки раствора ПАВ в третью нагнетательную скважину закачивают в течение 6 суток 0,8 мас.%-ный раствор ПАВ АЦ-10 в объеме 2,88 м3, пропорциональном приемистости скважины, составляющей 90 м3/сут, после чего в течение 24 суток закачивают в качестве теплоносителя сточную воду, нагретую до 70°С.On the next day after the end of the injection of the surfactant solution, a 0.8 wt.% Solution of the AC-10 surfactant in the volume of 2.88 m 3 proportional to the injectivity of the well, component 90 m 3 , is pumped into the third injection well the next day after completion of the injection of the surfactant solution. / day, after which waste water heated to 70 ° C is pumped in as a coolant for 24 days.
В пятую нагнетательную скважину на следующие сутки после окончания закачки в четвертую нагнетательную скважину закачивают в течение 6 суток 1 мас.%-ный раствор ПАВ АЦ-10 в объеме 3.6 м3, пропорционально приемистости скважин, составляющей 90 м3/сут, после чего в течение 24 суток заканчивают в качестве теплоносителя сточную воду, нагретую до 70°С.On the next day after the injection is completed, the fifth injection well is injected into the fourth injection well for 6 days with a 1 wt.% Solution of surfactant AC-10 in a volume of 3.6 m 3 in proportion to the injectivity of the wells, which is 90 m 3 / day, after which within 24 days, wastewater heated to 70 ° C is terminated as a heat carrier.
Таким образом, завершают цикл нагнетания рабочего агента и раствора ПАВ на участке разработки. В это время отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины.Thus, the injection cycle of the working agent and surfactant solution at the development site is completed. At this time, reservoir products are taken through production wells.
Цикл нагнетания рабочего агента и раствора ПАВ повторяют на прочих участках разработки месторождения.The injection cycle of the working agent and surfactant solution is repeated in other areas of the field development.
После проведения интенсификационных работ на выделенных участках разработки в течение 12 месяцев нагнетательные скважины эксплуатируют с коэффициентом эксплуатации не менее 80% ежемесячно и отклонением среднемесячной производительности не более 20% от среднего уровня, а добывающие скважины эксплуатируют с коэффициентом эксплуатации не ниже 80% ежемесячно.After intensification work has been carried out in the selected development areas for 12 months, injection wells are operated with a production factor of at least 80% monthly and a monthly average deviation of no more than 20% from the average level, and production wells are operated with a production rate of at least 80% monthly.
Средний дебит скважин по выделенным участкам разработки увеличился на 40% и составил 2,94 т/сут на каждую реагирующую скважину. Нефтеотдача участков разработки возросла и составила 52%.The average well flow rate for the selected development areas increased by 40% and amounted to 2.94 tons / day for each reacting well. Oil recovery of development sites has increased and amounted to 52%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу месторождения высоковязкой нефти.The application of the proposed method will improve the recovery of high-viscosity oil deposits.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2588232C1 true RU2588232C1 (en) | 2016-06-27 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3802508A (en) * | 1969-12-29 | 1974-04-09 | Marathon Oil Co | In situ recovery of oil from tar sands using water-external micellar dispersions |
| US4458759A (en) * | 1982-04-29 | 1984-07-10 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Use of surfactants to improve oil recovery during steamflooding |
| SU1739698A1 (en) * | 1990-06-26 | 1995-10-10 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for thermocyclic stimulation of formation |
| RU2163292C2 (en) * | 1998-12-21 | 2001-02-20 | Позднышев Геннадий Николаевич | Method of development of high-viscosity and heavy oil deposits |
| RU2224881C2 (en) * | 2002-05-07 | 2004-02-27 | ОАО "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт" им. акад. А.П. Крылова" | Method for extracting high-viscous and heavy oil deposits |
| RU2501941C2 (en) * | 2012-02-27 | 2013-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3802508A (en) * | 1969-12-29 | 1974-04-09 | Marathon Oil Co | In situ recovery of oil from tar sands using water-external micellar dispersions |
| US4458759A (en) * | 1982-04-29 | 1984-07-10 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Use of surfactants to improve oil recovery during steamflooding |
| SU1739698A1 (en) * | 1990-06-26 | 1995-10-10 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for thermocyclic stimulation of formation |
| RU2163292C2 (en) * | 1998-12-21 | 2001-02-20 | Позднышев Геннадий Николаевич | Method of development of high-viscosity and heavy oil deposits |
| RU2224881C2 (en) * | 2002-05-07 | 2004-02-27 | ОАО "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт" им. акад. А.П. Крылова" | Method for extracting high-viscous and heavy oil deposits |
| RU2501941C2 (en) * | 2012-02-27 | 2013-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Zhou et al. | The dominant mechanism of enhanced heavy oil recovery by chemical flooding in a two-dimensional physical model | |
| Altunina et al. | Improved oil recovery of high-viscosity oil pools with physicochemical methods and thermal-steam treatments | |
| RU2700851C1 (en) | Method of selective treatment of bottom-hole formation zone | |
| US10947827B2 (en) | Method for exerting a combined effect on the near-wellbore region of a producing formation | |
| CN108612507A (en) | A method of carrying out temporarily stifled turnaround fracture using shear thickening liquid | |
| RU2528183C1 (en) | Method of oil pool development | |
| Atsenuwa et al. | Effect of Viscosity of Heavy Oil Class-A on Oil Recovery in SP Flooding Using Lauryl Sulphate and Gum Arabic | |
| RU2588232C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2288358C2 (en) | Method for processing bottomhole zone of formation composed of carbonate rocks with oil resources complicated to extract | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| RU2553129C1 (en) | Well dewaxing method | |
| RU2501941C2 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2490437C1 (en) | Procedure for development of hydrocarbon deposit | |
| RU2720725C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit | |
| RU2702175C1 (en) | Method of treatment of bottomhole formation zone with high-permeability fractures of hydraulic fracturing of formation | |
| RU2313665C1 (en) | Method for non-uniform oil reservoir development | |
| RU2713682C1 (en) | Method of development of a deposit of high-viscosity and ultra-viscous oil by thermal methods at a late stage of development | |
| RU2675276C1 (en) | Method of extracting high-viscous oil and natural bitumen from the reservoir | |
| RU2386797C1 (en) | Development method of oil field | |
| RU2483201C1 (en) | Method for increasing oil recovery of production wells | |
| RU2820950C1 (en) | Method of increasing oil recovery of formations | |
| Kuvshinov et al. | Field experience of chemical IOR/EOR at Permian-Carboniferous deposit of Usinsk oilfield | |
| RU2144135C1 (en) | Method increasing productivity of oil well | |
| RU2775630C1 (en) | Method for extracting extra-viscous oil and/or bitumen from deposits with small formation thicknesses (options) | |
| US7401653B2 (en) | Substances to stimulate the extraction of crudeoil and a method of processing them |