RU2814219C1 - Oil extraction method - Google Patents
Oil extraction method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2814219C1 RU2814219C1 RU2023123503A RU2023123503A RU2814219C1 RU 2814219 C1 RU2814219 C1 RU 2814219C1 RU 2023123503 A RU2023123503 A RU 2023123503A RU 2023123503 A RU2023123503 A RU 2023123503A RU 2814219 C1 RU2814219 C1 RU 2814219C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- oil
- bottomhole
- well
- displacing agent
- Prior art date
Links
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 149
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 149
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 112
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 59
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 52
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 12
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 6
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 33
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 6
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 associated Natural products 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000036284 oxygen consumption Effects 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к способу добычи нефти с внутриконтурной закачкой вытесняющего агента, и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности при реализации газовых методов увеличения нефтеотдачи.The invention relates to a method for oil production with in-line injection of a displacing agent, and can be used in the oil industry when implementing gas methods for increasing oil recovery.
Известно, что в условиях повышения доли трудноизвлекаемых запасов нефти для поддержания и увеличения объёмов её добычи в настоящее время активно используются различные технологии, например, газовые методы увеличения нефтеотдачи. При реализации упомянутых методов в качестве вытесняющего агента применяют, например, газы (углеводородные, попутный, углекислый) или газожидкостные смеси. Исследователями установлено, что более эффективно нефть вытесняется агентом в режиме смешивающегося вытеснения, при котором происходит полная взаимная растворимость нагнетаемого в пласт вытесняющего агента и остаточной нефти в пористой среде, что, в конечном итоге позволяет эффективно проводить вытеснение нефти, в том числе, из низкопроницаемых коллекторов. Так, известен способ добычи нефти (Патент РФ № 2465444, опубликован 27.10.2012), включающий обеспечение возможности взаимодействия первого состава, содержащего растворитель-сероуглерод или его производные, со вторым составом, содержащим сероводород и/или диоксид углерода, для получения третьего состава, содержащего жидкий сероуглерод и диоксид углерода, и закачку третьего состава в подземный пласт для обеспечения смешивающегося вытеснения нефти в этом пласте, и извлечение жидкости и/или газа из пласта.It is known that in the context of an increase in the share of hard-to-recover oil reserves, various technologies are currently being actively used to maintain and increase the volume of its production, for example, gas methods for increasing oil recovery. When implementing the mentioned methods, for example, gases (hydrocarbon, associated, carbon dioxide) or gas-liquid mixtures are used as a displacing agent. Researchers have found that oil is more effectively displaced by an agent in the miscible displacement mode, in which complete mutual solubility of the displacing agent injected into the formation and residual oil in a porous medium occurs, which ultimately allows for effective displacement of oil, including from low-permeability reservoirs . Thus, there is a known method of oil production (RF Patent No. 2465444, published on October 27, 2012), which includes providing the possibility of interaction of the first composition containing carbon disulfide solvent or its derivatives with the second composition containing hydrogen sulfide and/or carbon dioxide to obtain the third composition, containing liquid carbon disulfide and carbon dioxide, and injecting a third composition into a subterranean formation to provide miscible displacement of oil in the formation, and extracting liquid and/or gas from the formation.
Также известен способ разработки залежи углеводородного сырья (Патент РФ №2490437, опубликован 20.08.2013), заключающийся в том, что после падения пластового давления до начального значения или ниже производят закачку в поглощающий горизонт через нагнетательные скважины газа в газообразной фазе под давлением, превышающим пластовое давление в 1,2-2,0 раза, с обеспечением режима смешивающегося вытеснения до стабилизации дебитов нефти в добывающих скважинах, после чего при понижении пластового давления до начального пластового давления производят закачку в поглощающий горизонт через нагнетательные скважины сжиженного газа под давлением, обеспечивающим максимально возможный радиус поршневого вытеснения пластового флюида до точки фазового перехода закачиваемого сжиженного газа в газообразное состояние, определяемого термобарическими пластовыми условиями, с дальнейшим переходом на режим смешивающего вытеснения, причем закачку газа в газообразной фазе и сжиженного газа осуществляют в циклическом режиме.There is also a known method for developing hydrocarbon deposits (RF Patent No. 2490437, published on August 20, 2013), which consists in the fact that after the reservoir pressure drops to the initial value or below, gas is injected into the absorbing horizon through injection wells in the gaseous phase at a pressure exceeding the reservoir pressure by 1.2-2.0 times, ensuring a mixing displacement mode until oil flow rates in production wells are stabilized, after which, when the reservoir pressure decreases to the initial reservoir pressure, liquefied gas is pumped into the absorbing horizon through injection wells under pressure ensuring the highest possible radius of piston displacement of formation fluid to the point of phase transition of the injected liquefied gas into a gaseous state, determined by thermobaric formation conditions, with a further transition to the mixing displacement mode, and the injection of gas in the gaseous phase and liquefied gas is carried out in a cyclic mode.
Известен способ разработки нефтяных месторождений (Патент РФ № 2651851, опубликован 24.04.2018), включающий разбуривание нефтяной части в водонефтяной зоне с использованием вертикальных скважин, перфорацию в скважинах нефтенасыщенной части пласта, закачку воды для поддержания пластового давления и вытеснения нефти до обводненности 80%, причем способ включает перфорацию в скважинах вначале только нефтенасыщенной части пласта, последующую перфорацию переходной зоны в добывающих и нагнетательных скважинах, попеременную закачку углекислого газа и воды в нефтяную часть и переходную зону с выполнением условия смешивающегося вытеснения.There is a known method for developing oil fields (RF Patent No. 2651851, published on April 24, 2018), including drilling out the oil part in the oil-water zone using vertical wells, perforating the oil-saturated part of the formation in wells, pumping water to maintain reservoir pressure and displace oil to a water cut of 80%, Moreover, the method includes perforation in wells initially of only the oil-saturated part of the formation, subsequent perforation of the transition zone in production and injection wells, alternate injection of carbon dioxide and water into the oil part and transition zone with the fulfillment of the miscible displacement condition.
Кроме того, известен способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения (Патент РФ № 2722893, опубликован 04.06.2020), принятый за прототип, заключающийся в том, что инертный газовый агент закачивают в нагнетательную скважину низкопроницаемого нефтеносного пласта, после чего производят подъем нефти через добывающую скважину из низкопроницаемого пласта, причем нагнетательная и добывающая скважины в непроницаемом керогенсодержащем пласте расположены на расстоянии друг от друга, не меньшем радиуса зоны полного потребления кислорода при нагнетании кислородсодержащей смеси.In addition, there is a known method for developing a multi-layer heterogeneous oil field (RF Patent No. 2722893, published 06/04/2020), adopted as a prototype, which consists in pumping an inert gas agent into the injection well of a low-permeability oil-bearing formation, after which oil is lifted through the production well from a low-permeability formation, and the injection and production wells in the impermeable kerogen-containing formation are located at a distance from each other not less than the radius of the zone of complete oxygen consumption when injecting an oxygen-containing mixture.
Общими признаками известного способа (прототип) и способа по настоящему изобретению являются проведение закачки вытесняющего агента в нагнетательную скважину и последующая добыча нефти из добывающей скважины.Common features of the known method (prototype) and the method of the present invention are the injection of a displacement agent into an injection well and subsequent oil production from the production well.
Общим недостатком, описанных выше технических решений, в том числе прототипа, является низкая эффективность (относительно потенциальной) использования вытесняющего агента при реализации способов добычи нефти, поскольку ни в одном известном способе не решена задача распределения ограниченного объема вытесняющего агента между нагнетательными скважинами, обладающими различной эффективностью, определяемой по значению удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти. Кроме того, из-за возможного снижения забойного давления, возникающего вследствие меньшего расхода вытесняющего агента относительно потенциала приемистости нагнетательных скважин, в полной мере могут не достигаться условия смесимости нефтяной и газовой фазы, в результате чего также может снижаться эффективность (относительно потенциальной) применения способов добычи нефти в режиме смешивающегося вытеснения. Также стоит отметить, что зачастую при реализации способов добычи нефти, основанных на газовых методах увеличения нефтеотдачи, потенциал совокупной приемистости нагнетательного фонда всегда больше, чем доступный ресурс вытесняющегося агента на месторождении, что, в свою очередь, не позволяет закачивать вытесняющий агент так, чтобы на всех нагнетательных скважинах забойное и устьевое давления были достаточными для максимизации добычи нефти.A common disadvantage of the technical solutions described above, including the prototype, is the low efficiency (relative to the potential) of using a displacing agent when implementing oil production methods, since no known method has solved the problem of distributing a limited volume of a displacing agent between injection wells with different efficiencies , determined by the value of the specific consumption of the displacing agent per unit volume of oil produced. In addition, due to a possible decrease in bottomhole pressure resulting from lower consumption of the displacing agent relative to the injectivity potential of injection wells, the conditions for miscibility of the oil and gas phases may not be fully achieved, as a result of which the efficiency (relative to the potential) of using production methods may also decrease oil in miscible displacement mode. It is also worth noting that often when implementing oil production methods based on gas enhanced oil recovery methods, the total injectivity potential of the injection stock is always greater than the available resource of the displacement agent in the field, which, in turn, does not allow pumping the displacement agent in such a way that In all injection wells, bottomhole and wellhead pressures were sufficient to maximize oil production.
Техническая проблема, на решение которой направлено изобретение, заключается в низкой эффективности использования вытесняющего агента в способах добычи нефти при реализации газовых методов увеличения нефтеотдачи.The technical problem to be solved by the invention is the low efficiency of using a displacing agent in oil production methods when implementing gas methods for enhanced oil recovery.
Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в повышении эффективности использования вытесняющего агента, выраженной в виде дополнительной добычи нефти, приходящейся на единицу закачанного вытесняющего агента.The technical result to which the invention is aimed is to increase the efficiency of using the displacing agent, expressed in the form of additional oil production per unit of injected displacing agent.
Технический результат достигается предложенным способом добычи нефти, при котором:The technical result is achieved by the proposed method of oil production, in which:
- получают параметры скважин, а также данные результатов промыслово-геофизических и/или гидродинамических исследований скважин;- obtain well parameters, as well as data from the results of field geophysical and/or hydrodynamic studies of wells;
- определяют минимальное давление смесимости вытесняющего агента с нефтью; - determine the minimum pressure of miscibility of the displacing agent with oil;
- определяют приемистость по меньшей мере двух нагнетательных скважин, а также забойное и устьевое давления на по меньшей мере одной нагнетательной скважине, при которых обеспечивается смешивающееся вытеснение;- determine the injectivity of at least two injection wells, as well as the bottomhole and wellhead pressures at at least one injection well, at which miscible displacement is ensured;
- определяют значения удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти для нагнетательных скважин;- determine the specific consumption of the displacing agent per unit volume of produced oil for injection wells;
- выделяют из всех нагнетательных скважин по меньшей мере одну нагнетательную скважину с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти;- select from all injection wells at least one injection well with the highest value of the specific consumption of the displacing agent per unit volume of oil produced;
- закачивают вытесняющий агент в нагнетательные скважины, причем закачку проводят таким образом, чтобы на по меньшей мере одной нагнетательной скважине забойное и устьевое давления соответствовали или превышали ранее определенные забойное и устьевое давления, а на по меньшей мере одной нагнетательной скважине с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти забойное и устьевое давления было меньше, чем упомянутые забойное и устьевое давления;- the displacing agent is pumped into the injection wells, and the injection is carried out in such a way that at at least one injection well the bottomhole and wellhead pressures correspond to or exceed the previously determined bottomhole and wellhead pressures, and at at least one injection well with the highest value of the specific consumption of the displacing agent agent per unit volume of oil produced, the bottomhole and wellhead pressures were less than the mentioned bottomhole and wellhead pressures;
- осуществляют добычу нефти из по меньшей мере одной добывающей скважины.- carry out oil production from at least one production well.
В заявленном способе в качестве результатов промыслово-геофизических исследований скважин могут получать профили температуры и/или давления по стволам нагнетательных скважин.In the claimed method, temperature and/or pressure profiles along injection well bores can be obtained as results of field geophysical surveys of wells.
В заявленном способе в качестве результатов гидродинамических исследований скважин могут получать параметры проницаемости и/или скин-фактора и/или размер трещин.In the claimed method, permeability parameters and/or skin factor and/or fracture size can be obtained as results of hydrodynamic studies of wells.
В заявленном способе в качестве вытесняющего агента могут использовать газ.In the claimed method, gas can be used as a displacing agent.
В заявленном способе в качестве вытесняющего агента могут использовать газожидкостную смесь.In the claimed method, a gas-liquid mixture can be used as a displacing agent.
В заявленном способе минимальное давление смесимости газового вытесняющего агента с нефтью могут определять посредством эксперимента в тонкой трубке.In the claimed method, the minimum miscibility pressure of the gas displacing agent with oil can be determined through an experiment in a thin tube.
В заявленном способе забойное и устьевое давления на по меньшей мере одной нагнетательной скважине могут определять посредством симулятора моделирования многофазного потока.In the claimed method, bottomhole and wellhead pressures at at least one injection well can be determined using a multiphase flow simulator.
В заявленном способе значения удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти для нагнетательных скважин могут определять посредством многовариантных гидродинамических расчетов, в процессе которых профиль закачиваемого вытесняющего агента распределяют по всем нагнетательным скважинам пласта или используют параметры проницаемости, нефтенасыщенности, плотности запасов и пластового давления.In the claimed method, the specific consumption of the displacing agent per unit volume of produced oil for injection wells can be determined through multivariate hydrodynamic calculations, during which the profile of the injected displacing agent is distributed over all injection wells of the formation or the parameters of permeability, oil saturation, reserve density and reservoir pressure are used.
В заявленном способе могут выделять из всех нагнетательных скважин по меньшей мере две нагнетательных скважины с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти в случае, если загрузка одной нагнетательной скважины с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти не позволяет обеспечить на остальных нагнетательных скважинах забойное и устьевое давления, соответствующие или превышающее ранее определенные забойное и устьевое давления.In the claimed method, at least two injection wells with the highest specific consumption of the displacing agent per unit volume of oil produced can be isolated from all injection wells if the loading of one injection well with the highest specific consumption of the displacing agent per unit volume of oil produced does not allow at the remaining injection wells, bottomhole and wellhead pressures corresponding to or exceeding the previously determined bottomhole and wellhead pressures.
Достижение технического результата обеспечивается в первую очередь за счет выделения из всех нагнетательных скважин по меньшей мере одной нагнетательной скважины с наибольшим значением удельного расхода газового вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти и закачивания объема вытесняющего агента в нагнетательные скважины таким образом, чтобы на нагнетательных скважинах забойное давление и устьевое давление соответствовали или превышали ранее определенные забойное и устьевое давления, а на по меньшей мере одной нагнетательной скважине с наибольшим значением удельного расхода газового вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти забойное и устьевое давления было меньше, чем упомянутые забойное и устьевое давления.Achieving a technical result is ensured primarily by selecting from all injection wells at least one injection well with the highest specific consumption of gas displacing agent per unit volume of oil produced and pumping the volume of displacing agent into the injection wells so that the bottomhole pressure at the injection wells and wellhead pressure corresponded to or exceeded the previously determined bottomhole and wellhead pressures, and at at least one injection well with the highest value of the specific consumption of gas displacing agent per unit volume of oil produced, the bottomhole and wellhead pressures were less than the mentioned bottomhole and wellhead pressures.
Предложенная совокупность признаков заявляемого способа направлена на добычу нефти с высокой эффективностью использования вытесняющего агента.The proposed set of features of the proposed method is aimed at oil production with high efficiency in the use of a displacing agent.
Согласно заявленному способу при его реализации получают параметры скважин, а также данные результатов промыслово-геофизических и/или гидродинамических исследований скважин. В качестве параметров скважин в рамках настоящего изобретения следует понимать данные о количестве скважин, их назначении (нагнетающие, добывающие) и конструкции (например, диаметр насосно-компрессорной трубы, диаметр эксплуатационной колонны, глубина посадки пакера, глубина интервала перфорации). В качестве результатов промыслово-геофизических исследований (ПГИ) скважин получают профили температуры и/или давления по стволам нагнетательных скважин. В качестве данных гидродинамических исследований (ГДИ) нагнетательных скважин в рамках настоящего изобретения могут получать параметры проницаемости и/или скин-фактора и/или размер трещин. Полученные параметры скважин, а также данные результатов промыслово-геофизических и/или гидродинамических исследований скважин необходимы для последующего определения приемистости по меньшей мере двух нагнетательных скважинах, а также забойного и устьевого давлений на по меньшей мере одной нагнетательной скважине.According to the claimed method, when implemented, well parameters are obtained, as well as data from the results of field geophysical and/or hydrodynamic studies of wells. Well parameters within the framework of the present invention should be understood as data on the number of wells, their purpose (injection, production) and design (for example, the diameter of the tubing, the diameter of the production casing, the depth of the packer, the depth of the perforation interval). Temperature and/or pressure profiles along injection well bores are obtained as the results of field geophysical surveys (PGI) of wells. Permeability parameters and/or skin factor and/or fracture size can be obtained as data from hydrodynamic studies (HDT) of injection wells within the framework of the present invention. The obtained well parameters, as well as data from the results of field geophysical and/or hydrodynamic studies of wells are necessary for subsequent determination of the injectivity of at least two injection wells, as well as bottomhole and wellhead pressures at at least one injection well.
Согласно заявленному способу при его реализации для пластового давления определяют минимальное давление смесимости вытесняющего агента с нефтью, на основе которого определяют минимальное забойное и устьевое давления на по меньшей мере одной нагнетательной скважине. В рамках настоящего изобретения в качестве вытесняющего агента могут применять газ, например, любой смешивающийся газ, такой как попутный нефтяной газ, углекислый газ, метан, азот и другие, а также смесь газов. В рамках настоящего изобретения в качестве вытесняющего агента также могут применять газожидкостную смесь. В рамках настоящего изобретения для определения давления смесимости вытесняющего агента с нефтью могут применять эксперимент в тонкой трубке (Slim tube test), широко известный специалисту в данной области техники. Также могут быть использованы и иные методы известные из уровня техники, например, метод висячий капли (Pendant Drop Method), метод всплывающего пузырька (Rising Bubble Apparatus), метод исследования межфазного натяжения (Vanishing Interfacial Tension) и другие.According to the claimed method, when it is implemented, the minimum miscibility pressure of the displacing agent with oil is determined for reservoir pressure, on the basis of which the minimum bottomhole and wellhead pressures at at least one injection well are determined. Within the framework of the present invention, gas can be used as a displacing agent, for example, any miscible gas, such as associated petroleum gas, carbon dioxide, methane, nitrogen and others, as well as a mixture of gases. Within the framework of the present invention, a gas-liquid mixture can also be used as a displacement agent. In the context of the present invention, to determine the miscibility pressure of the displacing agent with oil, a slim tube test, widely known to one skilled in the art, can be used. Other methods known from the prior art can also be used, for example, the Pendant Drop Method, the Rising Bubble Apparatus method, the Vanishing Interfacial Tension method and others.
Согласно заявленному способу при его реализации определяют приемистость по меньшей мере двух нагнетательных скважин. Кроме того, с учетом полученной величины минимального давления смесимости вытесняющего агента с нефтью для пластового давления определяют забойное и устьевое давления на по меньшей мере одной нагнетательной скважине, при которых обеспечивается смешивающееся вытеснение. Для определения приемистости, забойного и устьевого давлений могут быть использованы симуляторы моделирования многофазного потока, например, PIPESIM, GAP, Schlumberger OLGA и другие. Кроме того, определение приемистости может быть осуществлено расчетными методами, а забойное и устьевое давления могут быть рассчитаны с использованием, например, формулы Дарси-Вейсбаха.According to the claimed method, during its implementation the injectivity of at least two injection wells is determined. In addition, taking into account the obtained value of the minimum miscibility pressure of the displacing agent with oil for the reservoir pressure, the bottomhole and wellhead pressures are determined at at least one injection well, at which miscible displacement is ensured. Multiphase flow simulators, for example, PIPESIM, GAP, Schlumberger OLGA and others, can be used to determine injectivity, bottomhole and wellhead pressures. In addition, the determination of injectivity can be carried out by calculation methods, and bottomhole and wellhead pressures can be calculated using, for example, the Darcy-Weisbach formula.
Согласно заявленному способу при его реализации определяют значения удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти для нагнетательных скважин. В рамках настоящего изобретения для этой цели могут применять, широко известную специалисту в данной области техники, методику многовариантных гидродинамических расчетов, при реализации которой профиль закачиваемого вытесняющего агента распределяют по всем нагнетательным скважинам. На основе данной методики может быть построена карта эффективности закачки единицы объема вытесняющего агента на единицу объема дополнительной добычи нефти, наиболее точно отражающую информацию об эффективности (наименьшее значение удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти) нагнетательных скважин и неэффективности (наибольшее значение удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти) нагнетательных скважин.According to the claimed method, during its implementation, the values of the specific consumption of the displacing agent per unit volume of produced oil for injection wells are determined. Within the framework of the present invention, for this purpose, a method of multivariate hydrodynamic calculations, widely known to a person skilled in the art, can be used, during which the profile of the injected displacement agent is distributed over all injection wells. Based on this technique, a map of the efficiency of injection of a unit volume of a displacing agent per unit volume of additional oil production can be constructed, which most accurately reflects information about the efficiency (the lowest value of the specific consumption of the displacing agent per unit volume of oil produced) of injection wells and the inefficiency (the highest value of the specific consumption of the displacing agent agent per unit volume of oil produced) injection wells.
После определения значения удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти для всех нагнетательных скважин выделяют по меньшей мере одну нагнетательную скважину с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти, так называемую «буферную» нагнетательную скважину. В одном из вариантов осуществления изобретения из всех нагнетательных скважин могут быть выбраны две и более нагнетательных скважины с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти в случае, если загрузка одной нагнетательной скважины с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти не позволяет обеспечить на всех остальных нагнетательных скважинах забойное давление и устьевое давление, соответствующее или превышающее ранее определенному забойному давлению и устьевому давлению.After determining the specific consumption of the displacing agent per unit volume of oil produced, at least one injection well with the highest specific consumption of the displacing agent per unit volume of oil produced, the so-called “buffer” injection well, is identified for all injection wells. In one of the embodiments of the invention, two or more injection wells with the highest specific consumption of the displacing agent per unit volume of oil produced can be selected from all injection wells if the loading of one injection well with the highest specific consumption of the displacing agent per unit volume of oil produced does not allow ensuring at all other injection wells bottomhole pressure and wellhead pressure corresponding to or exceeding the previously determined bottomhole pressure and wellhead pressure.
Согласно заявленному способу при его реализации закачивают объем вытесняющего агента в нагнетательные скважины, причем закачку проводят таким образом, чтобы на нагнетательных скважинах забойное и устьевое давления соответствовали или превышали ранее определенные забойное и устьевое давления, а на по меньшей мере одной нагнетательной скважине («буферной» нагнетательной скважине) с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти забойное и устьевое давления было меньше, чем упомянутые забойное и устьевое давления. При реализации описанного этапа по меньшей мере одна нагнетательная скважина может работать со штуцированием, то есть при меньшем забойном и устьевом давлениях, чем упомянутые забойное и устьевое давления (определенные ранее) и, соответственно, меньше, чем на остальных нагнетательных скважинах. Для осуществления процесса регулирования устьевого и забойного давления на по меньшей мере одной нагнетательной скважине с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти («буферной» нагнетательной скважине) могут применять штуцеры различного диаметра, а также различные виды управляемой запорной арматуры и другие аналогичные устройства, позволяющие поддерживать необходимый уровень устьевого и забойного давлений на всех нагнетательных скважинах с наименьшим значением удельного расхода газового вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти (эффективных нагнетательных скважинах) за счет повышения сопротивления потока вытесняющего агента на упомянутой нагнетательной скважине. За счет чего и обеспечивается повышение и удержание устьевого и забойного давлений на нагнетательных скважинах с наименьшим значением удельного расхода газового вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти (эффективных нагнетательных скважинах), что приводит к повышению эффективности использования вытесняющего агента, выраженной в виде дополнительной добычи нефти, приходящейся на единицу закачанного вытесняющего агента.According to the claimed method, during its implementation, a volume of displacing agent is pumped into injection wells, and the injection is carried out in such a way that at the injection wells the bottomhole and wellhead pressures correspond to or exceed the previously determined bottomhole and wellhead pressures, and at at least one injection well (“buffer” injection well) with the highest specific consumption of the displacing agent per unit volume of oil produced, the bottomhole and wellhead pressures were less than the mentioned bottomhole and wellhead pressures. When implementing the described stage, at least one injection well can operate with choke, that is, at lower bottomhole and wellhead pressures than the mentioned bottomhole and wellhead pressures (defined earlier) and, accordingly, less than at other injection wells. To carry out the process of regulating wellhead and bottomhole pressure at at least one injection well with the highest value of the specific consumption of the displacing agent per unit volume of produced oil (“buffer” injection well), fittings of various diameters, as well as various types of controlled shut-off valves and other similar ones can be used devices that make it possible to maintain the required level of wellhead and bottomhole pressure at all injection wells with the lowest specific consumption of gas displacing agent per unit volume of oil produced (effective injection wells) by increasing the flow resistance of the displacing agent at said injection well. This ensures an increase and retention of wellhead and bottomhole pressures at injection wells with the lowest specific consumption of gas displacing agent per unit volume of oil produced (effective injection wells), which leads to an increase in the efficiency of using the displacing agent, expressed in the form of additional oil production, per unit of injected displacing agent.
Заключительным этапом способа является добыча нефти из по меньшей мере из одной добывающей скважины.The final stage of the method is the extraction of oil from at least one production well.
Изобретение может быть выполнено из известных материалов с помощью известных средств, что свидетельствует о его соответствии критерию патентоспособности «промышленная применимость».The invention can be made from known materials using known means, which indicates its compliance with the patentability criterion of “industrial applicability”.
Изобретение характеризуется ранее неизвестной из уровня техники совокупностью существенных признаков, что свидетельствует о его соответствии критерию патентоспособности «новизна».The invention is characterized by a set of essential features previously unknown from the prior art, which indicates its compliance with the patentability criterion of “novelty”.
Из уровня техники известны способы добычи нефти, при выполнении которых используют различные методы увеличения нефтеотдачи. Однако из уровня техники не известен способ добычи нефти, при выполнении которого газовый метод увеличения нефтеотдачи реализуют с выделением по меньшей мере одной нагнетательной скважины с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти, которую при реализации способа добычи нефти используют для поддержания забойного и устьевого давлений на максимальных уровнях (забойное и устьевое давления, соответствующее или превышающее ранее определенные забойное и устьевое давления) на всех нагнетательных скважинах с наименьшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти. Что в свою очередь позволяет повысить эффективность использования вытесняющего агента при его закачке в пласт, выраженном в виде дополнительной добычи нефти, приходящейся на единицу закачанного в пласт вытесняющего агента. Существенные признаки изобретения ровно также, как и эффект от их применения неизвестны из уровня техники, ввиду этого изобретение соответствует критерию патентоспособности «изобретательский уровень».Methods of oil production are known from the prior art, in which various methods of increasing oil recovery are used. However, the prior art does not know a method of oil production, in which the gas method of enhanced oil recovery is implemented with the allocation of at least one injection well with the highest value of the specific consumption of the displacing agent per unit volume of oil produced, which, when implementing the oil production method, is used to maintain the bottomhole and wellhead pressure at maximum levels (bottomhole and wellhead pressure corresponding to or exceeding previously determined bottomhole and wellhead pressure) at all injection wells with the lowest value of the specific consumption of the displacing agent per unit volume of oil produced. Which in turn makes it possible to increase the efficiency of using the displacing agent when injecting it into the formation, expressed in the form of additional oil production per unit of displacing agent injected into the formation. The essential features of the invention, as well as the effect of their use, are unknown from the prior art; therefore, the invention meets the patentability criterion of “inventive step”.
Изобретение поясняется следующими фигурами.The invention is illustrated by the following figures.
На Фиг. 1 показана схема способа добычи нефти, где 100 - этап получения параметров скважин, а также данных результатов ПГИ и/или ГДИ скважин, 200 - этап определения минимального давления смесимости вытесняющего агента с нефтью, 300 - этап определения приемистости, забойного и устьевого давлений, 400 - этап определения значения удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти для нагнетательных скважин, 500 - этап выделения нагнетательной скважины с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти, 600 - этап закачки объема вытесняющего агента в нагнетательные скважины, 700 - этап добычи нефти из добывающей скважины.In FIG. 1 shows a diagram of the oil production method, where 100 is the stage of obtaining well parameters, as well as data from the results of logging and/or well testing, 200 is the stage of determining the minimum miscibility pressure of the displacing agent with oil, 300 is the stage of determining injectivity, bottomhole and wellhead pressures, 400 - stage of determining the value of the specific consumption of the displacing agent per unit volume of oil produced for injection wells, 500 - stage of identifying the injection well with the highest value of the specific consumption of the displacing agent per unit volume of oil produced, 600 - stage of pumping the volume of the displacing agent into the injection wells, 700 - stage oil production from a production well.
На Фиг. 2 показаны результаты промыслово-геофизических исследований нагнетательной скважины, отражающие зависимость температуры по стволу нагнетательной скважины от глубины ствола нагнетательной скважины.In FIG. Figure 2 shows the results of field geophysical studies of the injection well, reflecting the dependence of the temperature along the injection wellbore on the depth of the injection wellbore.
На Фиг. 3 показаны результаты эксперимента в тонкой трубке (Slim tube test), отражающие минимальное давление смесимости закачиваемого вытесняющего агента с нефтью, где 3.1 - первая точка перелома 3.2 - вторая точка перелома.In FIG. Figure 3 shows the results of the experiment in a thin tube (Slim tube test), reflecting the minimum miscibility pressure of the injected displacing agent with oil, where 3.1 is the first turning point, 3.2 is the second turning point.
На Фиг. 4 показана таблица, содержащая значения прогнозных и фактических приемистостей нагнетательных скважин для построения гидродинамической модели.In FIG. Figure 4 shows a table containing the values of predicted and actual injectivity of injection wells for constructing a hydrodynamic model.
На Фиг. 5 показаны результаты, отражающие зависимость устьевого и забойного давлений нагнетательной скважины от глубины скважины.In FIG. Figure 5 shows the results reflecting the dependence of the wellhead and bottomhole pressures of an injection well on the well depth.
На Фиг. 6 показана карта эффективности закачки, графически отображающая значения удельного расхода вытесняющего агента (м3) на единицу объема добытой нефти (т) для нагнетательных скважин, где 800-813 - нагнетательные скважины, 813 - нагнетательная скважина с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти («буферная» нагнетательная скважина).In FIG. Figure 6 shows an injection efficiency map that graphically displays the specific consumption of the displacing agent (m 3 ) per unit volume of oil produced (t) for injection wells, where 800-813 are injection wells, 813 is the injection well with the highest specific consumption of the displacing agent per unit volume of oil produced (“buffer” injection well).
Для иллюстрации возможности реализации и более полного понимания сути изобретения ниже представлен частный пример реализации способа добычи нефти на месторождении Западной Сибири, который может быть любым образом изменен или дополнен, при этом настоящее изобретение ни в коем случае не ограничивается представленным вариантом.To illustrate the possibility of implementation and a more complete understanding of the essence of the invention, a particular example of the implementation of a method for oil production in a Western Siberian field is presented below, which can be changed or supplemented in any way, while the present invention is in no way limited to the presented option.
Способ добычи нефти (Фиг.1) реализуется рядом следующих основных этапов: этап 100 получения параметров скважин, а также данные результатов промыслово-геофизических и/или гидродинамических исследований скважин, этап 200 определения минимального давления смесимости вытесняющего агента с нефтью, этап 300 определения приемистости по меньшей мере двух нагнетательных скважин, а также забойного и устьевого давлений на по меньшей мере одной нагнетательной скважине, при которых обеспечивается смешивающееся вытеснение, этап 400 определения значения удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти для нагнетательных скважин, этап 500 выделения по меньшей мере одной нагнетательной скважины с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти, этап 600 закачки объема вытесняющего агента в нагнетательные скважины, этап 700 добычи нефти из по меньшей мере одной добывающей скважины.The oil production method (Figure 1) is implemented by a number of the following main stages: stage 100 of obtaining well parameters, as well as data from the results of field geophysical and/or hydrodynamic studies of wells, stage 200 of determining the minimum miscibility pressure of the displacing agent with oil, stage 300 of determining injectivity by at least two injection wells, as well as bottomhole and wellhead pressures at at least one injection well, at which mixing displacement is ensured, step 400 of determining the specific consumption of the displacing agent per unit volume of oil produced for injection wells, step 500 of isolating at least one injection well with the highest specific consumption of the displacing agent per unit volume of oil produced, stage 600 of pumping the volume of the displacing agent into the injection wells, stage 700 of oil production from at least one production well.
На этапе 100 получили параметры скважин на месторождении, а именно были получены данные о количестве скважин, их назначении (нагнетающие, добывающие) и конструкции, а таже данные о результатах промыслово-геологических и гидродинамических исследований скважин. Для заданного участка на месторождении Западной Сибири были получены следующие параметры: количество нагнетательных скважин - 14; количество добывающих скважин - 17. Конструкция нагнетательных скважин характеризовалась следующими параметрами: глубина - 2670 метров; длина - 2990 метров, внутренний диаметр насосно-компрессорной трубы - 76 мм, длина насосно-компрессорной трубы - 2915 метров, шероховатость насосно-компрессорной трубы - 0,1 мм, диаметр эксплуатационной колонны - 178 мм, глубина установки пакера по стволу - 2801 м. Результаты промыслово-геологических исследований скважин представлены на Фиг.2 и отражают профили температуры по стволам нагнетательных скважин, которые были использованы для валидации гидродинамической модели при определении приемистости по меньшей мере двух нагнетательных скважин, а также забойного и устьевого давлений на по меньшей мере одной нагнетательной скважине, при которых обеспечивается смешивающееся вытеснение. Также были получены данные гидродинамических исследований скважин: проницаемость - 3,1 мД, интегральный скин-фактор - 5,4, полудлина трещины - 51 м, необходимые, в том числе, для последующего определения приемистости по меньшей мере одной нагнетательной скважины.At stage 100, the parameters of the wells in the field were obtained, namely, data was obtained on the number of wells, their purpose (injection, production) and design, as well as data on the results of field geological and hydrodynamic studies of wells. For a given area in the Western Siberia field, the following parameters were obtained: number of injection wells - 14; number of production wells - 17. The design of injection wells was characterized by the following parameters: depth - 2670 meters; length - 2990 meters, internal diameter of the tubing - 76 mm, length of the tubing - 2915 meters, roughness of the tubing - 0.1 mm, diameter of the production string - 178 mm, packer installation depth along the wellbore - 2801 m The results of field geological studies of wells are presented in Figure 2 and reflect the temperature profiles along the injection wells, which were used to validate the hydrodynamic model in determining the injectivity of at least two injection wells, as well as the bottomhole and wellhead pressures at at least one injection well, which ensures miscible displacement. Data from hydrodynamic studies of wells were also obtained: permeability - 3.1 mD, integral skin factor - 5.4, fracture half-length - 51 m, necessary, among other things, for the subsequent determination of the injectivity of at least one injection well.
На этапе 200 была получена зависимость минимального давления смесимости вытесняющего агента с нефтью от состава вытесняющего агента посредством которой было определено минимальное давление смесимости вытесняющего агента с нефтью для пластового давления 240 бар. Минимальное давление смесимости вытесняющего агента с нефтью определяли посредством эксперимента в тонкой трубке по известной методике. Трубку длиной 10 метров, диаметром 6 мм заполняли однородной фракцией в виде рекомбинированной устьевой пробы нефти месторождения проницаемостью несколько Дарси, после чего прокачивали объем вытесняющегося агента (газ, содержащий 73% метана и азота) равный 1,2 поровым объемам трубки в 5 точках при разных давлениях. Первая точка перелома 3.1 на графике (Фиг.3) в зоне высоких коэффициентов вытеснения отражает минимальное давление смесимости равное 275 бар. Также, в конкретном примере реализации минимальное давление смесимости определили для более жирного газа (69% метана и азота), который был приготовлен на месторождении. При заданном составе газа минимальное давление смесимости составило 240 бар (вторая точка перелома 3.2), что в конкретном примере равно пластовому давлению. Специалисту известно, что давление смесимости вытесняющего агента с нефтью должно быть равно либо менее пластовому давлению.At step 200, the dependence of the minimum miscibility pressure of the displacing agent with oil on the composition of the displacing agent was obtained, through which the minimum miscibility pressure of the displacing agent with oil was determined for a reservoir pressure of 240 bar. The minimum miscibility pressure of the displacing agent with oil was determined through an experiment in a thin tube using a known method. A tube 10 meters long and 6 mm in diameter was filled with a homogeneous fraction in the form of a recombined wellhead oil sample from the field with a permeability of several Darcys, after which a volume of the displacing agent (gas containing 73% methane and nitrogen) equal to 1.2 pore volumes of the tube was pumped at 5 points at different pressures The first turning point 3.1 in the graph (Figure 3) in the zone of high displacement coefficients reflects the minimum miscibility pressure of 275 bar. Also, in a specific implementation example, the minimum miscibility pressure was determined for a richer gas (69% methane and nitrogen) that was prepared at the field. For a given gas composition, the minimum miscibility pressure was 240 bar (second breaking point 3.2), which in a specific example is equal to the reservoir pressure. The specialist knows that the miscibility pressure of the displacing agent with oil must be equal to or less than the reservoir pressure.
На этапе 300 определили приемистость 14 нагнетательных скважин посредством гидродинамического моделирования и опытно-промышленных испытаний с закачкой азота, так, суммарный потенциал приемистости составил 689 тыс. м3/сутки: 378 тыс. м3/сутки для куста n и 311 тыс. м3/сутки для куста m (Фиг.4). В соответствии с Фиг.4 потенциал куста n по приемистости должен был составить от 241 до 484 тыс. м3/сутки, а фактическое значение составило 378 тыс. м3/сутки, что подтверждает высокую точность определения. Также на этапе 300 было определено забойное и устьевое давления на 14 нагнетательных скважинах с учетом поддержания процесса смесимости вытесняющего агента с нефтью. Установлено, что исходя из приемистости нагнетательного фонда, и необходимости замещения отборов пластового флюида вытесняющим агентом для поддержания пластового давления на уровне 240 бар, равного минимальному давлению смесимости вытесняющего агента с нефтью, необходимо обеспечить коэффициент компенсации больше единицы. В конкретном примере реализации доступный ресурс вытесняющего агента составлял 600 тыс. м3/сутки. В симулятор PIPESIM были введены определенные ранее параметры, после чего был осуществлен расчет на уровне закачки вытесняющего агента с условием отборов не более эквивалента от общей закачки для поддержания пластового давления 240 бар. В результате определены забойное давление, равное 325 бар и устьевое давление, равное 248 бар.At stage 300, the injectivity capacity of 14 injection wells was determined through hydrodynamic modeling and pilot tests with nitrogen injection, so the total injectivity potential was 689 thousand m 3 /day: 378 thousand m 3 /day for well n and 311 thousand m 3 /day for bush m (Figure 4). In accordance with Figure 4, the injectivity potential of the bush n should have been from 241 to 484 thousand m 3 /day, and the actual value was 378 thousand m 3 /day, which confirms the high accuracy of the determination. Also at step 300, bottomhole and wellhead pressures were determined at 14 injection wells, taking into account maintaining the process of miscibility of the displacing agent with oil. It has been established that, based on the injectivity of the injection fund, and the need to replace reservoir fluid extraction with a displacing agent, in order to maintain reservoir pressure at a level of 240 bar, equal to the minimum miscibility pressure of the displacing agent with oil, it is necessary to ensure a compensation coefficient greater than one. In a specific implementation example, the available resource of the displacing agent was 600 thousand m 3 /day. Previously determined parameters were entered into the PIPESIM simulator, after which a calculation was carried out at the level of displacement agent injection with the condition of withdrawals of no more than the equivalent of the total injection to maintain a reservoir pressure of 240 bar. As a result, a bottomhole pressure of 325 bar and a wellhead pressure of 248 bar were determined.
На этапе 400 определили значения удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти для нагнетательных скважин, а на этапе 500 выделили из всех нагнетательных скважин одну нагнетательную скважину с наибольшим значением удельного расхода газового вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти («буферная» нагнетательная скважина). При реализации упомянутых этапов применяли методику многовариантных гидродинамических расчетов, в процессе которой профиль закачиваемого вытесняющего агента распределяли по всем нагнетательным скважинам. Так как определенный ранее суммарный потенциал приемистости (689 тыс. м3/сутки) в конкретном примере реализации был больше доступного ресурса вытесняющего агента (600 тыс. м3/сутки), то каждая нагнетательная скважина как минимум один раз в проведенных расчетах выделялась как скважина с наибольшим значением удельного расхода газового вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти («буферная» нагнетательная скважина). Далее эффективность дополнительной добычи по метрике объем закачки вытесняющего агента/объем дополнительной добычи нефти усредняли по всем расчетам, на основании чего была построена карта эффективности закачки (Фиг.6) в единицах 1000 м3 газа на 1 тонну дополнительной добычи нефти. На этой карте отмечены все нагнетательные скважины 800-813 участка месторождения. При этом скважина 813 выбрана как скважина с наибольшим значением удельного расхода газового вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти, то есть как низкоэффективная нагнетательная скважина («буферная» нагнетательная скважина) со значением 16 тыс. м3/т. После чего на выделенную нагнетательную скважину (813) был установлен штуцер для уменьшения забойного и устьевого давлений потока закачиваемого в нее вытесняющего агента для соответствия условиям последующей закачки которую проводят таким образом, чтобы на нагнетательных скважинах 800-812 забойное давление и устьевое давление соответствовали или превышали ранее определенные забойное давление и устьевое давление (325 и 248 бар, соответственно), а на по меньшей мере одной нагнетательной скважине (813) с наибольшим значением удельного расхода газового вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти забойное давление (275 бар) и устьевое давление (210 бар) было меньше, чем упомянутые забойное и устьевое давления.At stage 400, the values of the specific consumption of the displacing agent per unit volume of oil produced for injection wells were determined, and at stage 500, one injection well with the highest value of the specific consumption of the gas displacing agent per unit volume of oil produced (“buffer” injection well) was selected from all injection wells. . When implementing the mentioned stages, a technique of multivariate hydrodynamic calculations was used, during which the profile of the injected displacement agent was distributed over all injection wells. Since the previously determined total injectivity potential (689 thousand m 3 /day) in a specific implementation example was greater than the available resource of the displacing agent (600 thousand m 3 / day), each injection well was identified as a well at least once in the calculations. with the highest value of specific consumption of gas displacing agent per unit volume of produced oil (“buffer” injection well). Next, the efficiency of additional production according to the metric volume of injection of a displacing agent/volume of additional oil production was averaged over all calculations, on the basis of which an injection efficiency map was constructed (Figure 6) in units of 1000 m 3 of gas per 1 ton of additional oil production. This map shows all injection wells 800-813 of the field area. In this case, well 813 was selected as the well with the highest specific consumption of gas displacing agent per unit volume of oil produced, that is, as a low-efficiency injection well (“buffer” injection well) with a value of 16 thousand m 3 /t. After that, a fitting was installed on the selected injection well (813) to reduce the bottomhole and wellhead pressures of the flow of the displacing agent pumped into it to comply with the conditions of subsequent injection, which is carried out in such a way that at injection wells 800-812 the bottomhole pressure and wellhead pressure corresponded to or exceeded previously certain bottomhole pressure and wellhead pressure (325 and 248 bar, respectively), and at least one injection well (813) with the highest specific consumption of gas displacing agent per unit volume of oil produced, bottomhole pressure (275 bar) and wellhead pressure (210 bar) was less than the mentioned bottomhole and wellhead pressures.
На этапе 600 осуществляли закачку газового вытесняющего агента в нагнетательные скважины 800-813, причем закачку проводили таким образом, что на нагнетательных скважинах 800-812 забойное давление (325-330 бар) и устьевое давление (248-250 бар) соответствовали или превышали ранее определенные забойное и устьевое давления 325 и 248 бар, соответственно, а на одной нагнетательной скважине (813) забойное и устьевое давления (275 и 210 бар) было меньше, чем упомянутые забойное и устьевое давления 325 и 248 бар.At step 600, a gas displacing agent was injected into injection wells 800-813, and the injection was carried out in such a way that at injection wells 800-812 the bottomhole pressure (325-330 bar) and wellhead pressure (248-250 bar) corresponded to or exceeded previously determined bottomhole and wellhead pressures of 325 and 248 bar, respectively, and on one injection well (813), the bottomhole and wellhead pressures (275 and 210 bar) were less than the mentioned bottomhole and wellhead pressures of 325 and 248 bar.
На этапе 700 осуществляли добычу нефти из добывающих скважин.At step 700, oil was produced from production wells.
Описанным примером реализации заявленного способа была подтверждена его эффективность, причем разница в значениях добычи нефти между известными способами, где не решена задача распределения ограниченного объема вытесняющего агента между нагнетательными скважинами, обладающими различной эффективностью, и предложенным способом за заданный промежуток времени составила 41 %.The described example of implementation of the claimed method confirmed its effectiveness, and the difference in oil production values between known methods, where the problem of distributing a limited volume of displacing agent between injection wells with different efficiencies, and the proposed method for a given period of time was not solved, was 41%.
Таким образом, обеспечивается достижение технического результата, заключающегося в повышении эффективности использования газа при его закачке в пласт, выраженное в виде дополнительной добычи нефти, приходящейся на единицу закачанного в пласт газа.Thus, the achievement of a technical result is achieved, which consists in increasing the efficiency of gas use when injecting it into the reservoir, expressed in the form of additional oil production per unit of gas injected into the reservoir.
Claims (16)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2814219C1 true RU2814219C1 (en) | 2024-02-28 |
Family
ID=
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3467191A (en) * | 1966-04-07 | 1969-09-16 | Shell Oil Co | Oil production by dual fluid injection |
| RU2012782C1 (en) * | 1991-07-02 | 1994-05-15 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть" | Method for development of gas-and-oil and gas-oil-condensate fields |
| RU2117753C1 (en) * | 1996-12-19 | 1998-08-20 | Государственная академия нефти и газа им.И.М.Губкина | Method for development of oil deposits |
| RU2471971C1 (en) * | 2011-09-01 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of non-homogeneous oil deposit |
| US10174612B2 (en) * | 2014-12-19 | 2019-01-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining a water intake profile in an injection well |
| US10669837B2 (en) * | 2010-02-22 | 2020-06-02 | Schlumberger Technology Corporation | Virtual flowmeter for a well |
| RU2722893C1 (en) * | 2019-11-18 | 2020-06-04 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Method for development of multilayer inhomogeneous oil deposit |
| US10927651B2 (en) * | 2017-03-06 | 2021-02-23 | Ncs Multistage Inc. | Apparatuses, systems and methods for producing hydrocarbon material from a subterranean formation using a displacement process |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3467191A (en) * | 1966-04-07 | 1969-09-16 | Shell Oil Co | Oil production by dual fluid injection |
| RU2012782C1 (en) * | 1991-07-02 | 1994-05-15 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть" | Method for development of gas-and-oil and gas-oil-condensate fields |
| RU2117753C1 (en) * | 1996-12-19 | 1998-08-20 | Государственная академия нефти и газа им.И.М.Губкина | Method for development of oil deposits |
| US10669837B2 (en) * | 2010-02-22 | 2020-06-02 | Schlumberger Technology Corporation | Virtual flowmeter for a well |
| RU2471971C1 (en) * | 2011-09-01 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of non-homogeneous oil deposit |
| US10174612B2 (en) * | 2014-12-19 | 2019-01-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining a water intake profile in an injection well |
| US10927651B2 (en) * | 2017-03-06 | 2021-02-23 | Ncs Multistage Inc. | Apparatuses, systems and methods for producing hydrocarbon material from a subterranean formation using a displacement process |
| RU2722893C1 (en) * | 2019-11-18 | 2020-06-04 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Method for development of multilayer inhomogeneous oil deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20230237227A1 (en) | Advanced Technique for Screening Enhanced Oil Recovery and Improved Oil Recovery Methodologies for a Petroleum Reservoir | |
| US8215392B2 (en) | Gas-assisted gravity drainage (GAGD) process for improved oil recovery | |
| Stewart et al. | The role of bubble formation in oil recovery by solution gas drives in limestones | |
| US11008842B2 (en) | Methods for hydraulic fracturing | |
| US10760391B2 (en) | Method for recovering hydrocarbons from low permeability formations | |
| RU2518684C2 (en) | Method of extraction of oil and other formation fluids from reservoir (versions) | |
| US6321840B1 (en) | Reservoir production method | |
| US5320170A (en) | Oil recovery process employing horizontal and vertical wells in a modified inverted 5-spot pattern | |
| Drozdov | Filtration studies on cores and sand packed tubes from the Urengoy field for determining the efficiency of simultaneous water and gas injection on formation when extracting condensate from low-pressure reservoirs and oil from oil rims | |
| Nangacovié | Application of WAG and SWAG injection Techniques in Norne E-Segment | |
| Al-Obaidi et al. | The efficiency of gas injection into low-permeability multilayer hydrocarbon reservoirs | |
| Thakur et al. | CO2 minitest, little knife field, ND: a case history | |
| RU2814219C1 (en) | Oil extraction method | |
| Davison et al. | Zama acid gas disposal/miscible flood implementation and results | |
| Shpak | Modeling of miscible WAG injection using real geological field data | |
| Nind | Hydrocarbon reservoir and well performance | |
| US3292703A (en) | Method for oil production and gas injection | |
| Babson | Prediction of Reservoir Behavior from Laboratory Data | |
| Cotter | Twenty-three years of gas injection into a highly undersaturated crude reservoir | |
| Kulkarni et al. | Is gravity drainage an effective alternative to WAG? | |
| Wilkinson et al. | Lessons Learned from Mature Carbonates for Application to Middle East Fields | |
| Naser et al. | Increasing Oil Recovery by Gas Injection for Libyan Carbonate Sedimentary Field (LCSF) by using Eclipse Software | |
| Denoyelle et al. | Interpretation of a CO2/N2 injection field test in a moderately fractured carbonate reservoir | |
| Parvizi | Field Operational Problems Due to Condensate Formation: In Retrograde Gas Reservoirs | |
| Cook | Performance of Partly Depleted Oil Reservoirs During Complete Gas Repressuring and Gas Cycling |