RU2403383C1 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2403383C1 RU2403383C1 RU2009146007/03A RU2009146007A RU2403383C1 RU 2403383 C1 RU2403383 C1 RU 2403383C1 RU 2009146007/03 A RU2009146007/03 A RU 2009146007/03A RU 2009146007 A RU2009146007 A RU 2009146007A RU 2403383 C1 RU2403383 C1 RU 2403383C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- air
- oil
- temperature
- pumped
- Prior art date
Links
Landscapes
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу проводят размещение нагнетательных и добывающих скважин, закачку в нагнетательные скважины воздуха, воды, газов горения, выделенных из продукции добывающих скважин, и отбора из добывающих скважин нефти, газов горения и попутных нефтяных газов. В нагнетательные скважины закачивают теплоноситель до прогрева пласта до температуры не ниже 65°С в окрестности скважины радиусом 20 м. Закачивают порцию горячей воды в чередовании с растворителем нефти массой 5-150 тонн на 1 метр мощности продуктивного интервала. Закачивают воздух массой 0,01-0,2 от общей массы закачанной воды и закачивают нагретую водовоздушную смесь, а водовоздушное отношение определяют по аналитическому выражению. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, который включает нагнетание кислородсодержащей смеси через нагнетательную скважину и создание в пласте зоны окисления нефти. При температуре пласта выше 65°C создают в нем зону окисления с радиусом не менее радиуса зоны полного потребления кислорода в пласте при перемещении зоны окисления по направлению к добывающей скважине. Выбирают расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами и радиус зоны полного потребления кислорода. Нагнетание кислородсодержащей смеси прекращают при подходе зоны окисления к добывающей скважине (Патент РФ №2139421, опубл. 1999.10.10).
Известный способ обладает невысоким охватом воздействием продуктивного пласта вследствие прорывов по высокопроницаемым зонам легкоподвижного вытесняющего агента-газа и захоронения в пласте значительных запасов нефти.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти, согласно которому размещают на залежи нагнетательные и добывающие скважины, в нагнетательные скважины закачивают оторочки воздуха и воды для создания в пласте внутрипластового горения. При этом при разработке залежи с запасами нефти нормальной вязкости из продукции добывающих скважин выделяют попутные нефтяные газы и газы горения. Эти газы отдельно или совместно с попутными нефтяными газами нагнетают в нагнетательные скважины. Закачку оторочек воздуха чередуют с нагнетанием вышеуказанных газов и разделяют их закачкой оторочек воды. Соотношение объемов закачки оторочек воздуха и воды выбирают из условия поддержания на фронте горения температуры 300-400°C (Патент РФ №2109133, опубл. 1998.04.20 - прототип).
Известный способ обладает повышенным охватом воздействием продуктивного пласта из-за применения вытесняющего агента повышенной вязкости - воды. Однако нефтеотдача остается невысокой вследствие невысокой температуры и, вследствие этого, невысокой подвижности, а также невысокого давления вытесняющего агента на вытесняемую нефть.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи путем размещения нагнетательных и добывающих скважин, закачки в нагнетательные скважины воздуха, воды, газов горения, выделенных из продукции добывающих скважин, и отбора из добывающих скважин нефти, газов горения и попутных нефтяных газов, согласно изобретению, предварительно в нагнетательные скважины закачивают теплоноситель до прогрева пласта до температуры не ниже 65°C в окрестности скважины радиусом 5-20 м, закачивают порцию горячей воды в чередовании с растворителем нефти массой 5-150 тонн на 1 метр мощности продуктивного интервала, закачивают воздух массой 0,01-0,2 от общей массы закачанной воды и закачивают нагретую водовоздушную смесь, а водовоздушное отношение при пластовом давлении меньше 22.064 МПа определяют из соотношения:
где B - водовоздушное отношение закачиваемых компонентов в продуктивный пласт,
Rв - потребность в закачке атмосферного воздуха;
Cв - удельная теплоемкость воды, при температуре Тзак≤T<Тн,
rп - теплота парообразования;
rк - выделение тепла при сгорании одного килограмма кислорода;
x - сухость пара;
Тн - температура насыщенного пара;
Тзак - температура закачиваемой воды,
а водовоздушное отношение при пластовом давлении, большем 22.064 Мпа, определяют из соотношения:
где Cв - удельная теплоемкость воды, при температуре Тзак≤T<Тmax;
Тmax - температура в зоне горения (окисления).
Сущность изобретения
При разработке залежи нефти с применением внутрипластового окисления и/или горения закачка пара с поверхности через нагнетательные скважины практически бесполезна вследствие превращения пара в воду при прохождении по колонне труб от устья нагнетательной скважины до забоя, а при отдалении фронта горения от нагнетательной скважины доведение пара до фронта горения и использование пара в качестве вытесняющего агента становится невозможным из-за полного превращения пара в пластовых условиях в воду. Генерирование пара или перевод воды в сверхкритическое состояние в пластовых условиях на фронте горения представляет собой сложную инженерную задачу, решению которой и посвящено предлагаемое изобретение. Решение этой задачи позволяет использовать пар или сверхкритическую воду в качестве рабочего (вытесняющего) агента на фронте горения и за счет этого решить задачу повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.
При разработке нефтяной залежи проводят размещение нагнетательных и добывающих скважин. В нагнетательные скважины закачивают теплоноситель до прогрева пласта до температуры 65°C в окрестности скважины радиусом 5-20 м. Такой прогрев гарантирует проведение внутрипластового горения и/или окисления нефти в околоскважинной зоне. Закачивают несколько порций горячей воды в чередовании с растворителем нефти общей массой 5-150 тонн на 1 м мощности продуктивного интервала. Наиболее предпочтительно чередование равных по объему порций горячей воды с температурой на забое скважины 65-100°C и растворителя нефти. В качестве растворителя нефти может быть использован попутный газ, дистиллят нефти, широкая фракция легких углеводородов, дизтопливо, обессоленная и обезвоженная низковязкая нефть и т.п. Количество чередований порций воды и растворителя может быть от 1 до 10. Применение чередующихся закачек горячей воды и растворителя позволяет промыть околоскважинную зону, чтобы отодвинуть от скважины будущий фронт горения. Закачка воздуха приводит к образованию внутрипластового горения в прогретой зоне на отдалении от скважины и нагреву пласта до 200-400°C. После создания устойчивого фронта горения закачивают нагретую водовоздушную смесь с температурой от 65°C до 200°C, причем водовоздушное отношение определяют из соотношения:
Rв - потребность в закачке атмосферного воздуха, нм3;
Св - удельная теплоемкость воды, кДж/(кг·°C), при температуре Тзак≤T<Тн;
rп - теплота парообразования, кДж/кг;
rк -тепло при сгорании одного килограмма кислорода, кДж/кг;
x - сухость пара, доля единицы;
Тн - температура насыщенного пара, °C;
Тзак - температура закачиваемой воды, °C.
Это соотношение получено из следующих соображений. Потребность тепла для перевода в насыщенный водяной пар закачиваемой воды в расчете на единицу массы определяют следующим балансовым соотношением:
где Q - потребность тепла, кДж/кг.
На основе стехиометрического анализа окислительных реакций известно, что при потреблении одного килограмма кислорода выделение тепла составляет rк=10500-12600 кДж/кг. Тогда для нагрева и перевода в пар 1 кг горячей воды потребность в кислороде Rк при его полном сгорании составит:
где Rк - потребность кислорода, кг/кг.
Если в качестве окислителя использовать атмосферный воздух, то потребность в нем Rв составит:
где Rв - потребность воздуха, кг/кг.
Обычно водовоздушное отношение определяется объемными величинами. В этой связи соотношение (3) может быть представлено в следующем виде:
Определенная величина водовоздушного отношения может обеспечить перевод закачиваемой воды в пар (это возможно только при пластовом давлении меньше критического 22,064 МПа). В этом случае водовоздушное отношение составит:
При пластовом давлении большем критического (>22.064 МПа) вода не будет кипеть, а плавно перейдет в сверхкритическое состояние, поэтому формула (5) примет вид:
где
Св - теплоемкость воды, кДж/(кг °C), при температуре Тзак≤Т<Тmax;
Тmax - температура в зоне горения (окисления), °C.
Значение температуры в зоне окисления зависит от множества факторов и может быть оценено лабораторным путем или посредством компьютерного моделирования на тепловом симуляторе.
Пример конкретного выполнения
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 2450 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 7 м, пористость 19%, проницаемость по горизонтали 0,2 мкм2, проницаемость по вертикали 0,02 мкм2, нефтенасыщенность 54%, растворимость газа в нефти 50.7 м3/м3, вязкость в пластовых условиях: нефти 7 мПа·с, воды 0,92 мПа·с, воздуха и газов горения 0.2 мПа·с, плотность в пластовых условиях: нефти 756 кг/м3, воды 1012 кг/м3, воздуха 218 кг/м3, газов 296 кг/м3, начальные пластовые: давление 25 МПа, температура 40°C, давление закачки воды 37 МПа, воздуха и газов 35 МПа, давление на забое добывающих скважин 20 МПа. Средняя температура в зоне окисления 300°C. Залежь разрабатывают по обращенной семиточечной схеме с центральной нагнетательной скважиной.
В нагнетательные скважины закачивают теплоноситель - горячую воду с температурой 100°C до прогрева пласта до температуры 74°C в окрестности скважины радиусом 18.7 м. Общая масса пара составляет 1080 т. Затем закачивают четыре порции горячей воды с температурой на забое 80°C и массой 120 тонн каждая, чередуя с закачкой растворителя - дистиллята нефти порциями по 95 тонн каждая. Закачивают воздух массой 145 тонн (121 тыс. нм3), что составляет 0.093 от общей массы закачки воды (1080+120×4). Это продуцирует внутрипластовое горение за пределами промытой призабойной зоны. После создания устойчивого фронта горения закачивают нагретую до 100°C водовоздушную смесь, причем водовоздушное отношение, обеспечивающее полный перевод закачиваемой воды в сверхкритическое состояние, определяют из соотношения (6).
Потребность тепла для разогрева килограмма закачиваемой воды при Рпл=25 МПа, Тсред=(Тmax+Тзак)/2=(300+100)=200°C, составляет Св(25,200)=4.38 кДж/кг/°C. Выделение тепла при сгорании 1-го килограмма кислорода в пластовых условиях составляет rк=10500 кДж/кг.
Подставляя в (6), получаем величину водовоздушного отношения:
Разработку проводят в следующем режиме: закачивают в каждую нагнетательную скважину воздух в объеме 60 тыс. норм.куб/сутки, а воду добавляют для обеспечения заданной величины водовоздушного отношения. Всего было проведено 8 расчетов с использованием симулятора STARS компании CMG. Два первых расчета проведены исключительно для сравнения. Первый расчет предполагал закачку только воды, второй - только воздуха. Остальные 6 расчетов отличались температурой водовоздушной смеси и водовоздушным отношением. Результаты расчетов коэффициента извлечения нефти (КИМ) после 50 лет разработки представлены в таблице 1.
Таблица 1 | ||||
Температура закачиваемого агента | № | Водовоздушное отношение | КИН, % | Варианты |
20°C | 1 | >1000 | 19.41 | сравнительный |
2 | 0 | 26.00 | ||
3 | 0.001 | 29.92 | прототип | |
4 | 0.003 | 30.41 | ||
5 | 0.005 | 18.84 | ||
100°C | 6 | 0.001 | 30.09 | сравнительный |
7 | 0.003 | 31.84 | предлагаемый | |
8 | 0.005 | 29.05 | сравнительный |
Таким образом, на участке разработки с использованием предлагаемого способа достигается нефтеотдача 31.8%, в то время как по прототипу нефтеотдача равна 29.9, 30.4 и 18.8% в зависимости от водовоздушного отношения, то есть в среднем 26.4%. Повышение КИН составило в среднем 5.5%.
Отметим, что значение водовоздушного отношения, рассчитанного по формуле (6), и позволило получить наибольший КИН.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи залежи.
Claims (1)
- Способ разработки нефтяной залежи путем размещения нагнетательных и добывающих скважин, закачки в нагнетательные скважины воздуха, воды, газов горения, выделенных из продукции добывающих скважин, и отбора из добывающих скважин нефти, газов горения и попутных нефтяных газов, отличающийся тем, что предварительно в нагнетательные скважины закачивают теплоноситель до прогрева пласта до температуры не ниже 65°С в окрестности скважины радиусом 5-20 м, закачивают порцию горячей воды в чередовании с растворителем нефти массой 5-150 т на 1 м мощности продуктивного интервала, закачивают воздух массой 0,01-0,2 от общей массы закачанной воды и закачивают нагретую водовоздушную смесь, а водовоздушное отношение при пластовом давлении, меньшем 22,064 МПа, определяют из соотношения:
где В - водовоздушное отношения закачиваемых компонентов в продуктивный пласт;
Rв - потребность в закачке атмосферного воздуха;
Св - удельная теплоемкость воды при температуре Тзак≤Т<Тн;
rп - теплота парообразования;
rк - выделение тепла при сгорании одного килограмма кислорода;
x - сухость пара;
Тн - температура насыщенного пара;
Тзак - температура закачиваемой воды,
а водовоздушное отношение при пластовом давлении, большем 22,064 МПа, определяют из соотношения:
,
где Св - удельная теплоемкость воды при температуре Тзак≤Т<Тmax;
Тmax - температура в зоне горения-окисления.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009146007/03A RU2403383C1 (ru) | 2009-12-14 | 2009-12-14 | Способ разработки нефтяной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009146007/03A RU2403383C1 (ru) | 2009-12-14 | 2009-12-14 | Способ разработки нефтяной залежи |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2403383C1 true RU2403383C1 (ru) | 2010-11-10 |
Family
ID=44026058
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009146007/03A RU2403383C1 (ru) | 2009-12-14 | 2009-12-14 | Способ разработки нефтяной залежи |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2403383C1 (ru) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2457322C1 (ru) * | 2011-02-15 | 2012-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2576267C1 (ru) * | 2015-01-15 | 2016-02-27 | Владимир Георгиевич Кирячек | Способ комбинированного воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, и устройство для осуществления способа |
RU2669949C1 (ru) * | 2017-12-26 | 2018-10-17 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" | Способ разработки низкопроницаемых нефтяных залежей |
RU189433U1 (ru) * | 2019-01-14 | 2019-05-22 | Керогойл Зрт. | Модуль генерации ультрасверхкритического рабочего агента |
RU2704684C1 (ru) * | 2018-11-30 | 2019-10-30 | Отто Гуйбер | Способ добычи высокотехнологичной нефти и технологический комплекс для его осуществления |
RU2822789C1 (ru) * | 2023-09-29 | 2024-07-12 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ полимерного заводнения нефтяных пластов |
-
2009
- 2009-12-14 RU RU2009146007/03A patent/RU2403383C1/ru active IP Right Revival
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2457322C1 (ru) * | 2011-02-15 | 2012-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2576267C1 (ru) * | 2015-01-15 | 2016-02-27 | Владимир Георгиевич Кирячек | Способ комбинированного воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, и устройство для осуществления способа |
RU2669949C1 (ru) * | 2017-12-26 | 2018-10-17 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" | Способ разработки низкопроницаемых нефтяных залежей |
RU2704684C1 (ru) * | 2018-11-30 | 2019-10-30 | Отто Гуйбер | Способ добычи высокотехнологичной нефти и технологический комплекс для его осуществления |
RU189433U1 (ru) * | 2019-01-14 | 2019-05-22 | Керогойл Зрт. | Модуль генерации ультрасверхкритического рабочего агента |
RU2822789C1 (ru) * | 2023-09-29 | 2024-07-12 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ полимерного заводнения нефтяных пластов |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Butler | Some recent developments in SAGD | |
RU2403383C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
CN101595273B (zh) | 用于原位页岩油开发的优化的井布置 | |
Wang et al. | Mechanistic simulation study of air injection assisted cyclic steam stimulation through horizontal wells for ultra heavy oil reservoirs | |
CN102947539B (zh) | 传导对流回流干馏方法 | |
CN101871339B (zh) | 一种地下原位提取油页岩中烃类化合物的方法 | |
Turta et al. | Overview of Short Distance Oil Displacement Processes | |
Jiang et al. | A new solvent-based enhanced heavy oil recovery method: Cyclic production with continuous solvent injection | |
Li et al. | Gas production from methane hydrate in a pilot-scale hydrate simulator using the huff and puff method by experimental and numerical studies | |
CN102656337A (zh) | 用于原位热解富含有机物岩层的增强的对流 | |
Xue et al. | Development and research status of heavy oil enhanced oil recovery | |
Yang et al. | Design of hybrid steam-in situ combustion bitumen recovery processes | |
RU2539048C2 (ru) | Способ добычи нефти при помощи внутрипластового горения (варианты) | |
CN102071918A (zh) | 稠油油藏火驱采油助燃点火方法 | |
Shi et al. | Infill wells assisted in-situ combustion following SAGD process in extra-heavy oil reservoirs | |
CN103917744A (zh) | 伴注氧的蒸汽驱、以及伴注氧的周期蒸汽刺激 | |
CN102536166A (zh) | 自生泡沫酸化油层深度处理方法 | |
WO2023078085A1 (zh) | 中低熟富有机质页岩自生热原位转化开发方法 | |
EA029061B1 (ru) | Способ добычи с нагнетанием растворителя | |
CN107345480A (zh) | 一种加热油页岩储层的方法 | |
CA2837471A1 (en) | Method of recovering heavy oil from a reservoir | |
CN103939072B (zh) | 液氧强刺激点火空气驱高温裂解混相气体复合驱油技术 | |
CN210033395U (zh) | 利用井下蒸汽发生的单水平井重力泄油开采装置 | |
Pei et al. | Performance and important engineering aspects of air injection assisted in situ upgrading process for heavy oil recovery | |
MX2011004735A (es) | Movilizacion termica de depositos de hidrocarburos pesados. |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20111215 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20121020 |