RU2675276C1 - Method of extracting high-viscous oil and natural bitumen from the reservoir - Google Patents
Method of extracting high-viscous oil and natural bitumen from the reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2675276C1 RU2675276C1 RU2018120839A RU2018120839A RU2675276C1 RU 2675276 C1 RU2675276 C1 RU 2675276C1 RU 2018120839 A RU2018120839 A RU 2018120839A RU 2018120839 A RU2018120839 A RU 2018120839A RU 2675276 C1 RU2675276 C1 RU 2675276C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- oil
- reservoir
- injection
- well
- Prior art date
Links
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 30
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 92
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 44
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 29
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 29
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 13
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims abstract description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 8
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims abstract description 7
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims abstract description 4
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 3
- 230000009172 bursting Effects 0.000 claims abstract 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 6
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims 2
- 230000003321 amplification Effects 0.000 claims 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 claims 1
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 32
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 10
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 7
- -1 cyclic alkane hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N Ethylbenzene Chemical compound CCC1=CC=CC=C1 YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 4
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical class N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- MWPLVEDNUUSJAV-UHFFFAOYSA-N anthracene Chemical compound C1=CC=CC2=CC3=CC=CC=C3C=C21 MWPLVEDNUUSJAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 150000003738 xylenes Chemical class 0.000 description 2
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical class [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 229910052736 halogen Chemical class 0.000 description 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000031700 light absorption Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 125000003367 polycyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 150000004040 pyrrolidinones Chemical class 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 125000000542 sulfonic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 150000003460 sulfonic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000012360 testing method 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
-
- 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]
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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разработки месторождений высоковязкой нефти или природного битума горизонтальными скважинами с использованием углеводородных растворителей, поверхностно-активных веществ (ПАВ) и парового воздействия, и может быть использовано при добыче тяжелой высоковязкой нефти и битума.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to methods for developing high-viscosity oil or natural bitumen deposits by horizontal wells using hydrocarbon solvents, surfactants and steam, and can be used in the production of heavy high-viscosity oil and bitumen.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент РФ №2274742, класс E21B 43/24 от 20.04.2006 г.), где интервал продуктивного пласта перфорируют в верхней и нижней частях. В скважину спускают две параллельные колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с одним пакером. Конец первой колонны НКТ размещают напротив верхней части продуктивного пласта. Конец второй колонны НКТ с пакером размещают напротив нижней части продуктивного пласта. Пакер устанавливают в интервале между перфорацией верхней и нижней частей продуктивного пласта. В качестве рабочего агента используют оторочки пара и углеводородного растворителя. Закачку рабочего агента и отбор продукции производят циклически: закачивают рабочий агент по первой колонне НКТ в верхнюю часть продуктивного пласта при закрытой второй колонне НКТ и отсутствии отбора продукции, отбирают продукцию по второй колонне НКТ из нижней части продуктивного пласта при закрытой первой колонне НКТ и отсутствии закачки рабочего агента. Циклы закачки и отбора повторяют.A known method of developing deposits of highly viscous oil or bitumen (RF patent No. 2274742, class E21B 43/24 of 04/20/2006), where the interval of the reservoir is perforated in the upper and lower parts. Two parallel columns of tubing with one packer are lowered into the well. The end of the first tubing string is placed opposite the top of the reservoir. The end of the second tubing string with a packer is placed opposite the bottom of the reservoir. The packer is installed in the interval between the perforation of the upper and lower parts of the reservoir. As a working agent, steam and hydrocarbon solvent rims are used. Injection of the working agent and selection of products is performed cyclically: the working agent is pumped through the first tubing string into the upper part of the reservoir with the second tubing string closed and there is no production take-off, products from the second tubing string are taken from the bottom of the reservoir with the first tubing string closed and there is no injection working agent. The cycles of injection and selection are repeated.
Недостатком указанного способа, основанного на использовании вертикальных скважин, является низкий уровень охвата продуктивного пласта воздействием и, как следствие, невысокий коэффициент извлечения нефти. Кроме того, спуск двух параллельных колонн НКТ с одним пакером является технически сложной операцией.The disadvantage of this method, based on the use of vertical wells, is the low level of coverage of the reservoir by the impact and, as a result, the low coefficient of oil recovery. In addition, the descent of two parallel tubing columns with one packer is a technically difficult operation.
В патенте (СА №2590829 от 26.12.2007 г.), представлены варианты композиций углеводородных растворителей и методов их использования для добычи тяжелой нефти и битума. В основе композиции предлагается использовать сочетание вязкость-понижающего растворителя и растворителя асфальтенов.In the patent (CA No. 2590829 dated December 26, 2007), variants of hydrocarbon solvent compositions and methods of their use for the production of heavy oil and bitumen are presented. The composition is proposed to use a combination of viscosity-lowering solvent and a solvent of asphaltenes.
В качестве вязкость-понижающего растворителя используют различные нормальные и циклические алкановые углеводороды, а также алкены, диоксид углерода и пирролидоны. В качестве растворителя асфальтенов используют ароматические углеводороды: бензол, толуол, ксилолы и т.д. вплоть до полициклических (антрацен), а также различные ароматические кислород-, азот- и галогенпроизводные. Кроме того, в композицию могут быть включены ПАВ анионного, катионного, неионогенного и амфотерного типов. Соотношение вязкость-понижающего растворителя и растворителя асфальтенов в композиции может варьироваться от 10:1 до 1:10. Устойчивость асфальтенов к осаждению при смешении легких алкановых углеводородов и различной тяжелой нефти или битума предварительно определяют лабораторным тестированием поглощения излучения лазера. Методы закачки охватывают варианты от простого нагнетания до совместного использования с паром и другими теплоносителями.As the viscosity-lowering solvent, various normal and cyclic alkane hydrocarbons are used, as well as alkenes, carbon dioxide and pyrrolidones. Aromatic hydrocarbons are used as a solvent of asphaltenes: benzene, toluene, xylenes, etc. up to polycyclic (anthracene), as well as various aromatic oxygen, nitrogen and halogen derivatives. In addition, surfactants of anionic, cationic, nonionic and amphoteric types can be included in the composition. The ratio of viscosity-lowering solvent to asphaltene solvent in the composition can vary from 10: 1 to 1:10. The resistance of asphaltenes to precipitation during the mixing of light alkane hydrocarbons and various heavy oil or bitumen is previously determined by laboratory testing of the absorption of laser radiation. Injection methods cover options from simple injection to sharing with steam and other coolants.
Способ не предполагает контроль за осаждением асфальтено-смолистых компонентов в извлекаемой высоковязкой нефти или природном битуме в процессе их извлечения, что приводит к риску выпадения асфальтенов в продуктивном пласте и снижению добычи.The method does not involve monitoring the deposition of asphaltene-resinous components in the extracted high-viscosity oil or natural bitumen in the process of their extraction, which leads to the risk of asphaltene precipitation in the reservoir and a decrease in production.
В патенте (патент РФ №2475636, класс E21B 43/24 от 20.02.2013 г.) описано решение проблем с осаждением асфальтено-смолистых компонентов в извлекаемой высоковязкой нефти или природном битуме с помощью контроля за изменением содержания асфальтено-смолистых компонентов в извлекаемой высоковязкой нефти или природном битуме и корректировку соотношения вязкость-понижающего растворителя и растворителя асфальтенов в рабочем агенте в соответствии с полученными данными, причем контроль за изменением содержания асфальтено-смолистых компонентов ведут постоянно на протяжении всего времени извлечения высоковязкой нефти или природного битума из залежи, с использованием метода фотоколориметрии, и корректировку соотношения вязкость-понижающего растворителя и растворителя асфальтенов в рабочем агенте осуществляют исходя из кривой изменения коэффициента светопоглощения (Ксп): в случае уменьшения Ксп, свидетельствующего об осаждении асфальтено-смолистых компонентов в продуктивном пласте, увеличивая количество растворителя асфальтенов в рабочем агенте до отсутствия изменения Ксп (до достижения начальных величин Ксп).The patent (RF patent No. 2475636, class E21B 43/24 of 02/20/2013) describes a solution to problems with the deposition of asphaltene-resinous components in recoverable high-viscosity oil or natural bitumen by controlling the change in the content of asphaltene-resinous components in recoverable high-viscosity oil or natural bitumen and adjusting the ratio of viscosity-lowering solvent and asphaltene solvent in the working agent in accordance with the data obtained, and control over the change in the content of asphaltene-resinous components is carried out by During the entire time that high-viscosity oil or natural bitumen is extracted from the reservoir using the photocolorimetry method, the viscosity-lowering solvent and asphaltene solvent ratios in the working agent are adjusted based on the curve of the light absorption coefficient (Ksp): in the case of a decrease in Ksp, which indicates the deposition of asphaltene-resinous components in the reservoir, increasing the amount of asphaltene solvent in the working agent until there is no change in KSP (until zheniya initial values of KSP).
Недостатками способа является необходимость использования двух скважин вместо одной, что значительно увеличивает начальные и эксплуатационные затраты. Отсутствие в составе закачиваемой смеси ПАВ, в результате чего ухудшается проникновение состава в пласт. Непрерывная закачка растворителя вместо использования оторочки, что значительно повышает стоимость работ. А также использование контроля состава добываемой нефти только после применения растворителей, а не до, в результате изменения состава закачиваемой смеси происходят уже после начала процесса выпадения асфальтенов, что ухудшает коллекторские свойства пласта и снижает добычу.The disadvantages of the method is the need to use two wells instead of one, which significantly increases the initial and operating costs. The absence of a surfactant in the composition of the injected mixture, as a result of which the penetration of the composition into the formation worsens. Continuous solvent injection instead of using a hem, which significantly increases the cost of work. And also the use of control of the composition of the produced oil only after the use of solvents, and not before, as a result of changes in the composition of the injected mixture, occurs after the start of the asphaltene precipitation process, which affects the reservoir properties of the formation and reduces production.
В патенте (патент РФ №2455475, класс E21B 43/24 от 10.07.2012 г.), выбранном заявителем в качестве прототипа, представлен способ разработки месторождений высоковязкой нефти с малыми толщинами пластов методом циклической закачки растворителя и пара в одиночные наклонно направленные скважины.The patent (RF patent No. 2455475, class E21B 43/24 dated July 10, 2012), selected by the applicant as a prototype, provides a method for developing high-viscosity oil fields with small thicknesses by cyclic injection of solvent and steam into single directional wells.
Недостатками способа являются потеря запасов, расположенных под восходящей частью скважины, а также существенные потери теплового эффекта и снижение эффективности растворителя, так как часть пара и большая часть растворителя неизбежно попадают под скважину, и воздействуют на нефть, которая не попадет в зону питания насоса при откачке продукции.The disadvantages of the method are the loss of reserves located under the ascending part of the well, as well as significant losses of the thermal effect and a decrease in the efficiency of the solvent, since part of the steam and most of the solvent inevitably fall under the well and affect oil that does not fall into the pump feed zone during pumping products.
Задача изобретения - создание технологичного способа извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи, увеличивающего ассортимент известных способов, позволяющего при помощи предварительных исследований выбрать эффективный состав, за счет двухступенчатой закачки композиций растворителей быстро и с высокой точностью контролировать физико-химические свойства извлекаемой высоковязкой нефти или природного битума для предотвращения процессов выпадения асфальтено-смолистых компонентов в продуктивном пласте, а за счет направленной перфорации горизонтального участка ствола скважины добиться наиболее полного охвата продуктивного пласта с использованием одной скважины вместо двух.The objective of the invention is the creation of a technological method for the extraction of highly viscous oil and natural bitumen from a deposit, increasing the range of known methods, allowing using preliminary studies to choose an effective composition, due to two-stage injection of solvent compositions, quickly and with high accuracy to control the physicochemical properties of the extracted highly viscous oil or natural bitumen to prevent the deposition of asphaltene-resinous components in the reservoir, and due to detecting the perforations of the horizontal section of the wellbore to achieve the most complete coverage of the producing formation by using one of the well instead of two.
Технический результат изобретения - сокращение времени подачи пара, более полное извлечение углеводородных компонентов из продуктивного пласта, предотвращение образования высоковязкой эмульсии за счет поддержания асфальтенов во взвешенном состоянии, сохранение охвата продуктивного пласта при использовании одной скважины вместо двух, снижение потерь растворителей и тепла за счет направленной перфорации горизонтального участка скважины по верхней образующей ствола, повышение экономической эффективности и снижение финансовых и материальных затрат за счет использования одной скважины снижение экологических рисков за счет использования периодической закачки вместо непрерывной.The technical result of the invention is the reduction of steam supply time, more complete extraction of hydrocarbon components from the reservoir, preventing the formation of a highly viscous emulsion by keeping the asphaltenes in suspension, maintaining the coverage of the reservoir when using one well instead of two, reducing solvent and heat losses due to directional perforation horizontal section of the well along the upper generatrix of the barrel, increasing economic efficiency and reducing financial and material Series costs through the use of one well reduce environmental risks through the use of periodic injection instead of continuous.
Технический результат достигается заявляемым способом извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи, включающим определение состава керновой нефти до начала воздействия, бурение горизонтальной скважины в подошвенной зоне продуктивного пласта, направленную перфорацию горизонтального участка скважины по верхней образующей ствола, выбор состава оторочки, закачку в горизонтальную скважину оторочки композиции растворителя, далее по тексту - композиция оторочки, под давлением превышающим давление гидроразрыва, состоящего из вязкость-понижающего растворителя, в качестве которого используют алифатические углеводороды с числом углеродных атомов С5-С7, растворителя асфальтенов, который представляет собой ароматические углеводороды, неионогенного ПАВ, в объемном соотношении (90-80):(≤10):(≤10).The technical result is achieved by the claimed method of extracting highly viscous oil and natural bitumen from a reservoir, including determining the composition of core oil before exposure, drilling a horizontal well in the bottom zone of the reservoir, directional perforation of the horizontal section of the well along the upper generatrix of the well, selecting the composition of the rim, injecting into a horizontal well the rims of the solvent composition, hereinafter referred to as the rim composition, under pressure exceeding the fracturing pressure, consisting from a viscosity-lowering solvent, which is used aliphatic hydrocarbons with the number of carbon atoms C5-C7, asphaltene solvent, which is an aromatic hydrocarbon, nonionic surfactant, in a volume ratio (90-80) :( ≤10) :( ≤10) .
Затем выбор и закачку продавливающей композиции растворителя с ионогенным ПАВ в соотношении (≥90):(≤10) далее по тексту - продавливающая композиция, для улучшения проникновения пара. Производят закачку пара, в качестве третьей ступени воздействия, для снижения вязкости добываемой продукции. Далее производят отбор продукции.Then, the selection and injection of a squeezing solvent composition with an ionic surfactant in a ratio of (≥90) :( ≤10) hereinafter referred to as a squeezing composition to improve steam penetration. Steam is injected as a third stage of exposure to reduce the viscosity of the produced products. Next, produce a selection of products.
Сущность изобретения: способ включает выбор закачиваемого состава на основе исследования его взаимодействия с добываемой нефтью; бурение горизонтальной скважины; направленную перфорацию горизонтального участка скважины по верхней образующей ствола. Определение состава керновой нефти до начала воздействия, и выбор композиций растворителей на основе ее состава. Трехступенчатый комплекс периодически повторяемых мероприятий: закачка композиции оторочки; закачка продавливающей композиции; закачка пара. Отбор смеси высоковязкой нефти или природного битума с растворителем и конденсатом пара.The inventive method includes the selection of the injected composition based on the study of its interaction with the produced oil; horizontal well drilling; directional perforation of the horizontal section of the well along the upper generatrix of the barrel. Determination of core oil composition before exposure, and selection of solvent compositions based on its composition. A three-stage complex of periodically repeated measures: downloading the rim composition; injection of a squeezing composition; steam injection. Selection of a mixture of high viscosity oil or natural bitumen with a solvent and steam condensate.
Для проведения всех мероприятий используют одну горизонтальную скважину, которую бурят в подошвенной части продуктивного пласта. Перфорацию скважины осуществляют только по верхней образующей горизонтального участка ствола, таким образом, воздействие композициями и паром будет сконцентрировано в продуктивной части пласта.For all activities, use one horizontal well, which is drilled in the bottom of the reservoir. Well perforation is carried out only along the upper generatrix of the horizontal section of the wellbore, thus, the impact of the compositions and steam will be concentrated in the productive part of the formation.
Использование одной скважины, работающей в периодическом режиме, позволит значительно сократить капитальные и текущие затраты при обустройстве месторождения.The use of a single well operating in periodic mode will significantly reduce capital and operating costs when developing the field.
Композицию оторочки закачивают в продуктивный пласт под давлением, превышающим давление гидроразрыва. Конкретный состав композиции оторочки определяют на основе состава добываемой нефти или природного битума, с содержанием в них асфальтенов, смол и парафинов, и является комплексным. Например, для Северо-Ашальчинского поднятия состав композиции оторочки содержит, об. %: алифатических углеводородов с числом углеродных атомов 5-7 - 80-90, ароматических с числом углеродных атомов 7-9 - не более 10, неионогенное ПАВ - не более 10.The rim composition is pumped into the reservoir at a pressure higher than the fracture pressure. The specific composition of the rim composition is determined based on the composition of the produced oil or natural bitumen, containing asphaltenes, resins and paraffins, and is complex. For example, for the North-Ashalchinsky uplift, the composition of the rim composition contains, vol. %: aliphatic hydrocarbons with the number of carbon atoms 5-7 - 80-90, aromatic with the number of carbon atoms 7-9 - not more than 10, nonionic surfactant - not more than 10.
Соотношение компонентов в составе композиции определяют в соответствии с физико-химическими свойствами извлекаемой высоковязкой нефти или природного битума перед началом закачки состава. Выбор производится следующим образом: отбирают керн при бурении разведочной скважины, из которого, методом холодной экстракции (без воздействия температуры) извлекают керновую нефть, определяют ее состав. В состав композиции оторочки, пропорционально содержанию асфальтенов в керновой нефти, входят ароматические углеводороды (например, толуол, ксилолы, этилбензин), обеспечивающие поддержание асфальтенов во взвешенном состоянии и предотвращение выпадения их в осадок. Также в составе композиции оторочки присутствует неионогенное ПАВ, обеспечивающее лучшее продвижение композиции оторочки по продуктивному пласту. Это могут быть ПАВ алкилимидозалинов, нефтерастворимых алкилфенолов или группы сульфоновой кислоты. Остальная часть состава - алифатический растворитель, в качестве которого используют дистиллятную продукцию, широкую фракцию легких углеводородов - ШФЛУ или нестабильный - газовый бензин.The ratio of components in the composition of the composition is determined in accordance with the physicochemical properties of the extracted highly viscous oil or natural bitumen before starting the injection of the composition. The selection is made as follows: core is taken during drilling of an exploratory well, from which core oil is extracted by cold extraction (without exposure to temperature), its composition is determined. The composition of the rim composition, proportional to the content of asphaltenes in core oil, includes aromatic hydrocarbons (for example, toluene, xylenes, ethylbenzene), which ensure the asphaltenes are kept in suspension and prevent them from precipitating. Also in the composition of the rim composition there is a nonionic surfactant that provides the best promotion of the rim composition over the reservoir. These may be surfactants of alkylimidosalines, oil-soluble alkyl phenols, or sulfonic acid groups. The rest of the composition is an aliphatic solvent, which is used as a distillate product, a wide fraction of light hydrocarbons - NGL or unstable - gas gasoline.
При выборе состава оторочки проводят следующие мероприятия:When choosing the composition of the rims, the following activities are carried out:
1) оценка коллоидной устойчивости нефти при взаимодействии с растворителем на основе спектрофотометрических исследований;1) assessment of colloidal stability of oil when interacting with a solvent based on spectrophotometric studies;
2) оценка снижения вязкости нефти при взаимодействии с растворителем на основе реологических исследований;2) an assessment of the decrease in oil viscosity when interacting with a solvent based on rheological studies;
3) оценка диффузионной активности растворителя.3) assessment of the diffusion activity of the solvent.
При проведении исследований используют балльную систему для сравнения разных составов.When conducting research, a point system is used to compare different compositions.
Продвижение композиции оторочки по продуктивному пласту осуществляют продавливающей композицией - смесью алифатического растворителя и ионогенного ПАВ. Функция алифатического растворителя -повышение охвата продуктивного пласта воздействием. В качестве алифатических компонентов используют дистиллятную продукцию, широкую фракцию легких углеводородов - ШФЛУ или нестабильный -газовый бензин. Ионогенное ПАВ, используемое в продавливающей композиции, например, водорастворимый алкилфенол, предназначено для снижения межфазного натяжения между закачиваемым растворителем и конденсатом пара, для улучшения продвижения пара по продуктивному пласту.Promotion of the rim composition over the reservoir is carried out by a squeezing composition — a mixture of an aliphatic solvent and an ionic surfactant. The function of an aliphatic solvent is to increase the coverage of the reservoir by exposure. As aliphatic components, distillate products are used, a wide fraction of light hydrocarbons - BFLH or unstable gas gasoline. The ionic surfactant used in the squeezing composition, for example, water-soluble alkyl phenol, is intended to reduce the interfacial tension between the injected solvent and the steam condensate, to improve the movement of steam through the reservoir.
Предлагаемый способ иллюстрируется следующими фигурами, где наThe proposed method is illustrated by the following figures, where
- фиг. 1 изображена зона воздействия на продуктивный пласт;- FIG. 1 shows the zone of impact on the reservoir;
- фиг. 2 изображена схема закачки реагентов;- FIG. 2 shows a reagent injection scheme;
- фиг. 3 изображена схема воздействия на продуктивный пласт в разрезе.- FIG. 3 shows a sectional view of the effect on the reservoir.
Зона воздействия на продуктивный пласт (фиг. 1) показывает: горизонтальный участок ствола скважины - 1, подошва продуктивного пласта - 2, продуктивный пласт - 3, кровля продуктивного пласта - 4, зона воздействия на продуктивный пласт - 5.The zone of impact on the reservoir (Fig. 1) shows: the horizontal section of the wellbore - 1, the bottom of the reservoir - 2, the reservoir - 3, the roof of the reservoir - 4, the zone of impact on the reservoir - 5.
На схеме закачки реагентов (фиг. 2) отражены: горизонтальный участок ствола скважины - 1, область закачки композиции оторочки - 6, область закачки продавливающей композиции - 7, область закачки пара - 8.The reagent injection scheme (Fig. 2) shows: the horizontal section of the wellbore - 1, the injection region of the rim composition - 6, the injection region of the squeezing composition - 7, the steam injection region - 8.
На схеме воздействия на продуктивный пласт в разрезе (фиг. 3) изображены: горизонтальный участок ствола скважины - 1, подошва продуктивного пласта - 2, продуктивный пласт - 3, кровля продуктивного пласта - 4, зона воздействия на продуктивный пласт - 5, область закачки композиции оторочки - 6, область закачки продавливающей композиции - 7, область закачки пара - 8, смесь нефть(битум)-растворитель-конденсат - 9. Стрелками обозначены: направления потоков композиций и пара - А, направления потоков смеси нефть(битум)-растворитель-конденсат Б.The sectional view of the impact on the reservoir (Fig. 3) shows the horizontal section of the wellbore - 1, the bottom of the reservoir - 2, the reservoir - 3, the roof of the reservoir - 4, the impact zone on the reservoir - 5, the injection area of the composition fringes - 6, injection pumping area - 7, steam injection area - 8, oil (bitumen) -constitute-condensate mixture - 9. Arrows indicate: flow directions of the compositions and steam - A, oil (bitumen)-solvent-flow directions condensate B.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Производят бурение одной горизонтальной скважины 1 в подошвенной части 2 продуктивного пласта 3. Перфорацию горизонтальной скважины 1 осуществляют только по верхней образующей горизонтального участка, таким образом, воздействие композиции оторочки 6, продавливающей композиции 7 и пара 8 будет сконцентрировано в продуктивной части пласта 3. Использование одной горизонтальной скважины 1, работающей в периодическом режиме позволит значительно сократить капитальные и текущие затраты при обустройстве месторождения. Снижение вязкости вязкой нефти или битума достигается за счет разжижения растворителем и прогрева паром, в результате чего смесь нефть (битум)-растворитель-конденсат 9 самотеком поступает к стволу горизонтальной скважины 1, откуда выкачивается с помощью насосов. Закачку композиций растворителей 6 и 7 осуществляют циклически. При этом отбор смеси высоковязкой нефти или природного битума с растворителем и конденсатом 9 осуществляют между циклами закачки из горизонтальной скважины 1.One
В качестве компонентов композиции оторочки 6 используют смесь алифатических с числом углеродных атомов 5-7, ароматических углеводородов, доля которых не превышает 10 об % и неиногенное ПАВ. В качестве алифатических компонентов композиции оторочки 6 могут использовать - дистиллятную продукцию, широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) или нестабильный (газовый) бензин, в качестве ароматических - толуол, этилбензол, ксилол, ароматические нефрасы, а в качестве неионогенного ПАВ - алкилимидозалины, нефтерастворимые алкилфенолы или сульфоновые кислоты.As components of the composition of the
Для компонентов продавливающей композиции 7 используют ионогенный ПАВ и алифатический растворитель. В качестве алифатических компонентов продавливающей композиции 7 могут использовать -дистиллятную продукцию, широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) или нестабильный (газовый) бензин. В качестве ионогенного ПАВ - водорастворимый алкилфенол.For the components of the squeezing
Конкретное соотношение компонентов в составе растворителя определяют в соответствии с физико-химическими свойствами извлекаемой керновой высоковязкой нефти или природного битума.The specific ratio of the components in the solvent is determined in accordance with the physicochemical properties of the extracted high viscosity core oil or natural bitumen.
Заявленное изобретение позволяет не допустить выпадения асфальтено-смолистых компонентов в продуктивном пласте 3, что позволяет избежать кольматирования продуктивного пласта 3 и горизонтальной скважины 1 и приводит к увеличению нефтеотдачи.The claimed invention allows to prevent the loss of asphaltene-resinous components in the
Применение двухступенчатой системы закачки позволит эффективно экономить дорогостоящие компоненты композиций. В связи с тем, что ароматические компоненты используют только в композиции оторочки.The use of a two-stage injection system will effectively save the expensive components of the compositions. Due to the fact that aromatic components are used only in the rim composition.
За счет использования одной горизонтальной скважины вместо двух достигается существенная экономия материальных, временных и финансовых ресурсов.Due to the use of one horizontal well, instead of two, significant savings in material, time and financial resources are achieved.
Перфорирование скважины только по верхней образующей горизонтального участка ствола позволит минимизировать потери композиций и пара за счет направленного воздействия, что приведет к минимальным потерям в коэффициенте охвата по сравнению с традиционным вариантом из двух скважин, а также позволит превзойти вариант горизонтальной скважины с восходящим участком.Perforation of the well only along the upper generatrix of the horizontal section of the wellbore will minimize the loss of compositions and steam due to directional impact, which will lead to minimal losses in coverage coefficient compared to the traditional version of the two wells, and will also allow to surpass the option of a horizontal well with an upward section.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018120839A RU2675276C1 (en) | 2018-06-05 | 2018-06-05 | Method of extracting high-viscous oil and natural bitumen from the reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018120839A RU2675276C1 (en) | 2018-06-05 | 2018-06-05 | Method of extracting high-viscous oil and natural bitumen from the reservoir |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2675276C1 true RU2675276C1 (en) | 2018-12-18 |
Family
ID=64753185
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018120839A RU2675276C1 (en) | 2018-06-05 | 2018-06-05 | Method of extracting high-viscous oil and natural bitumen from the reservoir |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2675276C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2728176C1 (en) * | 2019-12-13 | 2020-07-28 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Extraction method of hard-to-recover oil reserves |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4469177A (en) * | 1982-11-29 | 1984-09-04 | Mobil Oil Corporation | Recovery of viscous oil from asphaltic oil-containing formations |
| RU2097540C1 (en) * | 1995-02-09 | 1997-11-27 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Method of increasing oil recovery of bed |
| RU2252311C1 (en) * | 2004-07-08 | 2005-05-20 | Лукьянов Юрий Викторович | Method for effecting face-adjacent well area |
| RU2283950C2 (en) * | 2004-03-25 | 2006-09-20 | Открытое акционерное общество "Шешмаойл" | Treatment method for well bottomhole productive formation zone characterized by difficult-to-recover oil |
| RU2361074C2 (en) * | 2007-04-09 | 2009-07-10 | Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Procedure for development of deposits of high viscous oil (versions) |
| RU2387818C1 (en) * | 2009-03-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop low-gravity high-viscosity oils |
-
2018
- 2018-06-05 RU RU2018120839A patent/RU2675276C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4469177A (en) * | 1982-11-29 | 1984-09-04 | Mobil Oil Corporation | Recovery of viscous oil from asphaltic oil-containing formations |
| RU2097540C1 (en) * | 1995-02-09 | 1997-11-27 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Method of increasing oil recovery of bed |
| RU2283950C2 (en) * | 2004-03-25 | 2006-09-20 | Открытое акционерное общество "Шешмаойл" | Treatment method for well bottomhole productive formation zone characterized by difficult-to-recover oil |
| RU2252311C1 (en) * | 2004-07-08 | 2005-05-20 | Лукьянов Юрий Викторович | Method for effecting face-adjacent well area |
| RU2361074C2 (en) * | 2007-04-09 | 2009-07-10 | Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Procedure for development of deposits of high viscous oil (versions) |
| RU2387818C1 (en) * | 2009-03-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop low-gravity high-viscosity oils |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2728176C1 (en) * | 2019-12-13 | 2020-07-28 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Extraction method of hard-to-recover oil reserves |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3608638A (en) | Heavy oil recovery method | |
| US7464756B2 (en) | Process for in situ recovery of bitumen and heavy oil | |
| CA2740941C (en) | Process for solvent assisted in situ bitumen recovery startup | |
| US7900701B2 (en) | In situ combustion in gas over bitumen formations | |
| US4127172A (en) | Viscous oil recovery method | |
| US4466485A (en) | Viscous oil recovery method | |
| US20090145606A1 (en) | Enhanced Hydrocarbon Recovery By Steam Injection of Oil Sand FOrmations | |
| US20070199705A1 (en) | Enhanced hydrocarbon recovery by vaporizing solvents in oil sand formations | |
| US4444261A (en) | High sweep efficiency steam drive oil recovery method | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| RU2442884C1 (en) | Method for development of high-viscosity and heavy oil with thermal action | |
| US20070199699A1 (en) | Enhanced Hydrocarbon Recovery By Vaporizing Solvents in Oil Sand Formations | |
| US4293035A (en) | Solvent convection technique for recovering viscous petroleum | |
| RU2675276C1 (en) | Method of extracting high-viscous oil and natural bitumen from the reservoir | |
| Talbi et al. | Experimental investigation of co-based vapex for recovery of heavy oils and bitumen | |
| US9291042B2 (en) | Water injection method for assisting in recovery of heavy oil | |
| RU2694983C1 (en) | Method of extracting high-viscosity oil and natural bitumen from a deposit | |
| US3465823A (en) | Recovery of oil by means of enriched gas injection | |
| RU2425968C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit | |
| RU2720725C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit | |
| RU2669949C1 (en) | Method of development of low-permeable oil deposits | |
| US20090250215A1 (en) | Method for induced production of petroleum by means of horizontal fractures | |
| RU2501941C2 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2775630C1 (en) | Method for extracting extra-viscous oil and/or bitumen from deposits with small formation thicknesses (options) | |
| US3405762A (en) | Well stimulation by solvent injection |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20200714 |