RU2011808C1 - Process of development of oil field of crack-porous type - Google Patents
Process of development of oil field of crack-porous type Download PDFInfo
- Publication number
- RU2011808C1 RU2011808C1 SU5003815A RU2011808C1 RU 2011808 C1 RU2011808 C1 RU 2011808C1 SU 5003815 A SU5003815 A SU 5003815A RU 2011808 C1 RU2011808 C1 RU 2011808C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cracks
- plugging
- volume
- formation
- coolant
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 230000008569 process Effects 0.000 title abstract description 8
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 27
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims abstract description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 58
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 35
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 29
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 25
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims description 11
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 9
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 claims description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract 5
- 239000011551 heat transfer agent Substances 0.000 abstract 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 24
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 10
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 10
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 239000010763 heavy fuel oil Substances 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 239000005662 Paraffin oil Substances 0.000 description 1
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 230000002730 additional effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002894 chemical waste Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 238000004868 gas analysis Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000036284 oxygen consumption Effects 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000000276 sedentary effect Effects 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 229930195735 unsaturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Landscapes
- Solid Fuels And Fuel-Associated Substances (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений с применением газообразных окислителей. The invention relates to the development of oil fields using gaseous oxidizing agents.
Известен способ разработки нефтяных месторождений с применением внутрипластового горения [1] . Этот способ позволяет резко повысить нефтеотдачу на залежах вязких нефтей. A known method of developing oil fields using in situ combustion [1]. This method can dramatically increase oil recovery in viscous oil deposits.
К недостаткам этого способа можно отнести низкий охват пласта закачиваемым газообразным окислителем (воздух, кислород). Из-за прорывов окислителя к добывающим скважинам уменьшается нефтеотдача и снижается безопасность процесса, так как возможны взрывы в добывающих скважинах и системе сбора. The disadvantages of this method include the low formation coverage of the injected gaseous oxidizing agent (air, oxygen). Due to breakthroughs of the oxidizing agent to production wells, oil recovery is reduced and process safety is reduced, since explosions in production wells and the collection system are possible.
Известен способ разработки нефтяных месторождений [2] путем сочетания закачки теплоносителя и окислителя. В этом случае благодаря предварительному прогреву коллектора теплоносителем степень использования окислителя резко возрастает и повышается безопасность процесса. A known method of developing oil fields [2] by combining the injection of coolant and oxidizing agent. In this case, due to the preliminary heating of the collector with a coolant, the degree of use of the oxidizing agent sharply increases and the process safety increases.
К недостаткам этого способа можно отнести большой расход теплоносителя и, следовательно, высокие энергетические затраты на реализацию метода. Кроме того, данный метод не гарантирует отсутствия прорывов окислителя в добывающие скважины, так как теплоноситель практически полностью промывает высокопроницаемые зоны, освобождая их от нефти. Поэтому газообразный окислитель, фильтрующийся по высокопроницаемым зонам или трещинам, не утилизируется и может прорваться в добывающие скважины. The disadvantages of this method include a large flow of coolant and, therefore, high energy costs for the implementation of the method. In addition, this method does not guarantee the absence of oxidant breakthroughs in production wells, since the coolant almost completely rinses highly permeable zones, freeing them from oil. Therefore, a gaseous oxidizing agent, filtered through highly permeable zones or cracks, is not disposed of and can burst into production wells.
Известен способ разработки нефтяных месторождений с применением внутрипластового горения, предусматривающий предварительное тампонирование высокопроницаемых зон. Благодаря предварительному тампонированию повышается охват пласта окислителем и увеличивается эффективность вытеснения нефти. A known method of developing oil fields using in-situ combustion, involving the preliminary plugging of highly permeable zones. Thanks to preliminary plugging, the formation coverage with an oxidizing agent increases and the efficiency of oil displacement increases.
К недостаткам этого способа относится термическая нестойкость полимеров, которые при прорыве фронта горения разрушаются из-за наличия очень высоких температур. Кроме того полимеры могут разрушаться, взаимодействуя с кислородом, в результате его тампонирующие свойства резко снижаются. Концентрация полимеров в растворе невелика, поэтому крайне мало количество утилизирующего кислорода в трещинах, заполненных таким тампонирующим составом. The disadvantages of this method include the thermal instability of polymers, which, when breaking through the combustion front, are destroyed due to the presence of very high temperatures. In addition, polymers can break down when interacting with oxygen, as a result of its tamponing properties are sharply reduced. The concentration of polymers in the solution is low; therefore, the amount of utilizing oxygen in the cracks filled with such a plugging composition is extremely small.
Целью изобретения является повышение охвата пласта окислителем при внутрипластовом горении и повышение безопасности процесса за счет исключения прорывов кислорода по высокопроницаемым зонам и трещинам. The aim of the invention is to increase the coverage of the formation with an oxidizing agent during in-situ combustion and to increase the safety of the process by eliminating oxygen breakthroughs in highly permeable zones and cracks.
Цель достигается за счет подачи в пласт легкоокисляемого тампонирующего средства, который может активно взаимодействовать с кислородом воздуха и изменять благодаря этому свои реологические свойства. Поскольку тампонирующий состав может иметь повышенную вязкость и интенсивное окисление его происходит только при повышенных температурах, то закачке тампонирующего состава может предшествовать нагнетание теплоносителя. В качестве легкоокисляемого тампонирующего состава используются легкодоступные дешевые отходы химического производства. The goal is achieved by feeding into the reservoir an easily oxidizable plugging agent that can actively interact with atmospheric oxygen and thereby change its rheological properties. Since the plugging composition may have an increased viscosity and its intense oxidation occurs only at elevated temperatures, injection of the plugging composition may be preceded by injection of the heat carrier. As an easily oxidized plugging composition, readily available cheap chemical waste is used.
Применения перечисленных отличительных признаков для достижения указанных целей в литературе не обнаружено, что позволяет говорить о том, что предлагаемое техническое решение отвечает категориям "Новизна" и "Существенные отличия". The use of these distinguishing features to achieve these goals in the literature is not found, which suggests that the proposed technical solution meets the categories of "Novelty" and "Significant differences".
Способ осуществляют следующим образом. The method is as follows.
До начала инициирования процесса внутрипластового горения в пласт закачивают легкоокисляемый тампонирующий состав, объем которого составляет 20-100% от объема трещин коллектора. После этого приступают к инициированию горения в пласте, используя электронагреватели, забойные горелки, теплоноситель или другие методы. После инициирования горения переходят к непрерывному нагнетанию окислителя, который фильтруется по значитель- ному объему пласта. По мере продвижения зоны горения температура коллектора повышается. Увеличивается температура в трещинах, заполненных лекгоокисляемым тампонирующим составом, часть которого вытесняется по направлению к добывающим скважинам, а оставшаяся доля вступает в реакцию с кислородом, прорывающимся по трещинам. Таким образом благодаря наличию в трещинах легкоокисляемого тампонирующего состава предотвращается прорыв непрореагировавшего с нефтью кислорода к добывающим скважинам. Меньшая подвижность тампонирующего состава по сравнению с нефтью обеспечивает более высокое содержание остаточного топлива в трещинах и, следовательно, более полное потребление кислорода. Prior to initiating the in situ combustion process, an easily oxidized plugging composition is pumped into the formation, the volume of which is 20-100% of the volume of the reservoir cracks. After that, they initiate the initiation of combustion in the formation using electric heaters, downhole burners, coolant or other methods. After the initiation of combustion, they proceed to continuous injection of an oxidizing agent, which is filtered by a significant volume of the formation. As the combustion zone advances, the collector temperature rises. The temperature in the cracks filled with an easily oxidizable plugging composition increases, part of which is displaced towards the producing wells, and the remaining fraction reacts with oxygen breaking through the cracks. Thus, due to the presence of an easily oxidizable plugging composition in the cracks, the breakthrough of oxygen unreacted with oil to production wells is prevented. The lower mobility of the plugging composition compared to oil provides a higher content of residual fuel in the cracks and, therefore, a more complete oxygen consumption.
Оторочка тампонирующего состава может перемещаться по пласту впереди высокотемпературной зоны, в которой будет оставаться только топливо, сгорающее на фронте горения. Опыт применения различных вытесняющих оторочек показывает, что минимальный относительный объем оторочек составляет 20% от порового объема. Поскольку малоподвижный тампонирующий состав может фильтроваться только по трещинам, то и в расчет должен приниматься только объем трещин пласта. При этом охват пласта процессом фильтрации (по площади и толщине) всегда меньше единицы. Кроме того, не весь объем трещин охватывается тампонирующим составом. Фильтрация возможна только в тех трещинах, где имеется существенный градиент давления. Так, например, в вертикальных трещинах фильтрация тампонирующих составов отсутствует. The tip of the plugging composition can move along the formation in front of the high-temperature zone, in which only fuel burning at the combustion front will remain. Experience with various displacing rims shows that the minimum relative volume of rims is 20% of the pore volume. Since a sedentary plugging composition can be filtered only by fractures, only the volume of reservoir fractures should be taken into account. Moreover, the coverage of the formation by the filtration process (in area and thickness) is always less than one. In addition, not the entire volume of cracks is covered by the plugging composition. Filtration is possible only in those cracks where there is a significant pressure gradient. So, for example, in vertical cracks, filtering of plugging compositions is absent.
Максимальный объем закачки тампонирующего состава (100% от объема трещин коллектора) необходим в том случае, когда проницаемость блоков велика, а практически все трещины имеют ориентацию вдоль напластования. В этом случае целесообразно затампонировать весь объем трещин, что будет способствовать практически полному охвату пласта вытесняющим агентом без опасности снижения приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин. The maximum injection volume of the plugging composition (100% of the volume of the reservoir cracks) is necessary when the permeability of the blocks is high and almost all the cracks are oriented along the bed. In this case, it is advisable to plug the entire volume of fractures, which will contribute to almost complete coverage of the formation with a displacing agent without the risk of reducing the injectivity of the injection wells and the productivity of the producing wells.
Приемистость нагнетательной скважины при закачке тампонирующего состава может быть очень низкой. Кроме того, при наличии высокопарафинистой нефти возможно выпадение парафина из-за охлаждения призабойной зоны пласта в ходе нагнетания тампонирующего состава. В этом случае целесообразно до начала закачки тампонирующего состава подавать в пласт теплоноситель до его прорыва в добывающие скважины. Прорыв вытесняющего агента свидетельствует о том, что высокопроницаемые зоны заполнены маловязкой водой и проводимость их максимальна. Как показывают расчеты, этого количества теплоносителя достаточно для прогрева призабойной зоны и, следовательно, снижения фильтрационных сопротивлений. The injectivity of the injection well during the injection of the plugging composition can be very low. In addition, in the presence of high-paraffin oil, paraffin may fall out due to cooling of the bottom-hole formation zone during injection of the plugging composition. In this case, it is advisable to pump coolant prior to the injection of the plugging composition until it breaks into production wells. A breakthrough of the displacing agent indicates that highly permeable zones are filled with low-viscosity water and their conductivity is maximum. As calculations show, this amount of coolant is enough to warm the bottom-hole zone and, therefore, reduce filtration resistance.
При реализации предлагаемого способа разработки нефтяных месторождений могут использоваться различные тампонирующие составы, а коллекторы имеют различные характеристики. Если подвижность тампонирующего состава мала, раскрытость трещин велика, а проницаемость блоков незначительна, то целесообразно подавать в пласт тампонирующий состав отдельными порциями в количестве от 5 до 20% от объема трещин коллектора. Этого количества тампонирующего состава достаточно для перекрытия трещин в зоне горения, а трещины в призабойной зоне остаются свободными, благодаря чему обеспечивается высокая приемистость нагнетательной скважины и хорошая продуктивность добывающих скважин. Поскольку тампонирующий состав участвует в процессе горения, то по мере его расходования в пласт подают новые порции. Закачку тампонирующего состава перемежают с нагнетанием теплоносителя и окислителя. Сначала в пласт подают теплоноситель для прогрева призабойной зоны, затем закачивают тампонирующий состав, который проталкивается теплоносителем до зоны горения остаточного топлива, после чего переходят к подаче в пласт окислителя. Объем теплоносителя, закачиваемого до подачи в пласт тампонирующего состава, должен быть таким же, как и при обычных паротепловых обработках. Минимальное количество тампонирующего состава (5% от объема трещин коллектора) закачивают в первом цикле при наличии коллектора, который плохо смачивается тампонирующим составом. В таких условиях небольшая оторочка тампонирующего состава не размазывается по трещинам и не приводит к резкому падению приемистости нагнетательной скважины. При меньшем объеме тампонирующего состава фильтрационные сопротивления трещин снижаются незначительно и оторочка не обеспечивает повышения охвата пласта вытесняющим агентом. Максимальный объем оторочки тампонирующего состава (20% от объема трещин) заканчивается в последних циклах, когда зона горения удалена от нагнетательной скважины на значительное расстояние, а коллектор хорошо смачивается тампонирующим составом. Если объем оторочки тампонирующего состава будет больше 20% , то произойдет существенное снижение проводимости пласта в области, где осуществляется фильтрация газов горения и нефти, вытесняемой фронтом горения. Вытесняемая из малопроницаемых блоков нефть должна фильтроваться по трещинам, свободным от тампонирующего состава. When implementing the proposed method for the development of oil fields, various plugging compositions can be used, and reservoirs have different characteristics. If the mobility of the plugging composition is small, the openness of the cracks is large, and the permeability of the blocks is insignificant, it is advisable to feed the plugging composition in separate portions in an amount of 5 to 20% of the volume of the reservoir cracks. This amount of the plugging composition is sufficient to cover the cracks in the combustion zone, and the cracks in the bottomhole zone remain free, which ensures high injectivity of the injection well and good productivity of the producing wells. Since the plugging composition is involved in the combustion process, new portions are fed into the formation as it is consumed. The injection of the plugging composition is interspersed with the injection of coolant and an oxidizing agent. First, a coolant is fed into the formation for heating the bottom-hole zone, then a plug composition is pumped, which is pushed by the coolant to the residual fuel combustion zone, after which they pass to the supply of oxidizing agent to the formation. The volume of coolant pumped before the plugging composition is introduced into the formation should be the same as with conventional steam and thermal treatments. The minimum amount of plugging composition (5% of the volume of reservoir cracks) is pumped in the first cycle in the presence of a collector that is poorly wetted by the plugging composition. Under such conditions, a small rim of the plugging composition does not smear along the cracks and does not lead to a sharp drop in the injectivity of the injection well. With a smaller volume of the plugging composition, the filtering resistance of the cracks decreases slightly and the rim does not provide an increase in the coverage of the formation with a displacing agent. The maximum rim volume of the plugging composition (20% of the volume of cracks) ends in the last cycles, when the combustion zone is removed from the injection well by a considerable distance, and the reservoir is well wetted by the plugging composition. If the volume of the rim of the plugging composition is more than 20%, then there will be a significant decrease in the conductivity of the formation in the area where the combustion gases and oil, displaced by the combustion front, are filtered. Oil displaced from low-permeability blocks should be filtered through cracks that are free of plugging composition.
Для того, чтобы оторочка тампонирующего состава оказалась впереди зоны горения остаточного топлива, необходимо в каждом цикле эту оторочку проталкивать теплоносителем, объем которого должен быть равен объему трещин в выжженной зоне пласта. После этого в пласт закачивают окислитель с целью реализации процесса внутрипластового горения. Если по результатам анализа газа в добывающих скважинах будет установлен прорыв кислорода по трещинам, то цикл закачки теплоносителя и тампонирующего состава повторяют. In order for the rim of the plugging composition to be ahead of the combustion zone of the residual fuel, it is necessary to push this rim in each cycle with a coolant, the volume of which should be equal to the volume of cracks in the burnt zone of the formation. After that, an oxidizing agent is pumped into the formation in order to implement the in situ combustion process. If, according to the results of gas analysis in the producing wells, an oxygen breakthrough in the cracks is established, then the cycle of pumping the coolant and the plugging composition is repeated.
Одним из эффективных тампонирующих и одновременно каталитических составов является отход совместного производства стирола и окиси пропилена (СОП). Ниже приводятся основные характеристики катализаторного кубового остатка процесса совместного производства СОП:
1. Внешний вид: малоподвижная густая масса черного цвета;
2. Плотность при 50оС, кг/м3 1070,3 40оС, кг/м3 1078, 8
формула для
расчета плот-
ности при тем-
пературе t:
ρt = 1078,8 -
- 0,85 (t - 40) 3. Вязкость 2500 мПа˙с
при 20оС
4. Кислотное число, мг КОН/г 5,5
5. Эфирное число, мг КОН/г 225,2
6. Содержание
зольного остатка
(в пересчете на мо- либден), мас. % 0,41
7. Содержание
(мас. % ) летучих
компонентов в ус-
ловиях: давление 2 мм
рт. ст. температу- ра верха 150оС 45 температура низа 200оС
П р и м е р. На месторождении нефти с коллектором трещинно-порового типа, в котором средняя проницаемость пласта составляет 0,2 мкм2, а средняя проницаемость блоков 0,05 мкм2, внедряется процесс внутрипластового горения. С целью повышения охвата коллектора процессом внутрипластового горения было решено использовать легкоокисляемый тампонирующий состав, представляющий собой эмульсию, в состав которой входят непредельные углеводороды, катализаторы и активаторы. С этой целью до начала закачки в пласт окислителя в нагнетательную скважину подают легкоокисляемый тампонирующий состав в количестве 20% от объема трещин коллектора. Пористость пласта составляет 0,2, а объем трещин оценивается в 1% от общего объема пор. На одном девятиточечном элементе системы расстановки скважин площадью 160000 м2 и толщиной 10 м объем пор составит 3,2˙105 м3, а объем трещин 3,2˙103 м3. Таким образом, до начала закачки окислителя в пласт подают 640 м3 тампонирующего состава, а затем приступают к инициированию горения с применением электронагревателя. После инициирования горения нагнетают окислитель. Благодаря использо- ванию легкоокисляемого тампонирующего состава удалось предотвратить преждевременные прорывы кислорода к добывающим скважинам и увеличить охват пласта процессом на 10% . Поэтому за счет применения метода с одного элемента системы расстановки скважин было дополнительно добыто 10445 т нефти.One of the effective plugging and at the same time catalytic compositions is the waste of the joint production of styrene and propylene oxide (SOP). The following are the main characteristics of the catalyst bottoms of the co-production of SOPs:
1. Appearance: inactive dense mass of black;
2. Density at 50 C kg / m3 1070.3 40 ° C, kg / m3 1078, 8
formula for
calculation of the density
at night
temperature t:
ρ t = 1078.8 -
- 0.85 (t - 40) 3. Viscosity 2500 mPa˙s
at 20 о С
4. Acid number, mg KOH / g 5.5
5. Essential number, mg KOH / g 225.2
6. Content
ash residue
(in terms of molybdenum), wt. % 0.41
7. Content
(wt.%) volatile
components in
Fishing: Pressure 2 mm
Hg. Art. top temperature 150 о С 45 bottom temperature 200 о С
PRI me R. In an oil field with a fracture-pore type reservoir, in which the average permeability of the formation is 0.2 μm 2 and the average permeability of the blocks is 0.05 μm 2 , the in-situ combustion process is introduced. In order to increase the reservoir coverage by the in-situ combustion process, it was decided to use an easily oxidized plugging composition, which is an emulsion, which includes unsaturated hydrocarbons, catalysts and activators. For this purpose, before the start of injection into the reservoir of the oxidizing agent, an easily oxidizable plugging composition is fed into the injection well in the amount of 20% of the volume of the reservoir cracks. The porosity of the formation is 0.2, and the volume of cracks is estimated at 1% of the total pore volume. On one nine-point element of a well placement system with an area of 160,000 m 2 and a thickness of 10 m, the pore volume will be 3.2˙10 5 m 3 and the volume of cracks 3.2˙10 3 m 3 . Thus, before the start of the injection of the oxidizing agent, 640 m 3 of the plugging composition is fed into the formation, and then they begin to initiate combustion using an electric heater. After the initiation of combustion, the oxidizing agent is injected. Thanks to the use of an easily oxidized plugging composition, it was possible to prevent premature breakthroughs of oxygen to production wells and increase the process coverage by 10%. Therefore, through the application of the method, 10445 tons of oil were additionally produced from one element of the well placement system.
Месторождение нефти с трещинно-поровым коллектором толщиной 26 м и пористостью 0,134 эксплуатируют на режиме растворенного газа. За время истощения нефтенасыщенность снизилась с 0,735 до 0,594. Объем трещин коллектора составляет 0,7% от объема пор пласта. С целью повышения нефтеотдачи было решено закачивать в пласт теплоноситель, а затем, предварительно подав в пласт тампонирующий состав в количестве 100% от объема трещин, приступить к нагнетанию воздуха. Теплоноситель должен закачиваться до прорыва его в добывающие скважины в количестве 15000 м3, а тампонирующий состав в объеме 4400 м3. За счет такой технологии будет дополнительно добыто 56000 т нефти с одного элемента системы расстановки скважин. В качестве тампонирующего состава используют отход производства стирола, который представляет сложный комплекс химических продуктов и катализаторов. Благодаря применению этого состава появляется возможность увеличить охват пласта процессом до 70% . Без применения подобного тампонирующего состава закачиваемый кислород быстро прорывается к добывающим скважинам, из-за чего приходится прекращать реализацию внутрипластового горения задолго до подхода зоны горения к границам элемента. Стоимость тампонирующего состава равна цене на нефть, поэтому за счет метода с каждого элемента системы расстановки скважин достигается дополнительный эффект.An oil field with a fracture-pore reservoir with a thickness of 26 m and a porosity of 0.134 is exploited in the dissolved gas mode. During the depletion period, oil saturation decreased from 0.735 to 0.594. The volume of reservoir cracks is 0.7% of the pore volume of the formation. In order to increase oil recovery, it was decided to pump coolant into the formation, and then, having previously fed the plug composition in the amount of 100% of the volume of cracks, start pumping air. The coolant must be pumped before it breaks into production wells in the amount of 15,000 m 3 , and the plugging composition in the amount of 4400 m 3 . Due to this technology, 56,000 tons of oil will be additionally extracted from one element of the well placement system. As a tamponing composition, styrene production waste is used, which is a complex set of chemical products and catalysts. Thanks to the use of this composition, it becomes possible to increase the coverage of the formation by up to 70%. Without the use of such a plugging composition, injected oxygen quickly breaks into production wells, which is why it is necessary to stop the implementation of in-situ combustion long before the combustion zone approaches the element boundaries. The cost of the plugging composition is equal to the price of oil, therefore, due to the method, an additional effect is achieved from each element of the well placement system.
На залежи нефти с трещинно-поровым коллектором решено реализовать процесс внутрипластового горения. Однако для предотвращения прорывов газообразного окислителя по трещинам необходимо подавать в пласт тампонирующий легкоокисляемый состав. Из-за низкой приемистости скважин необходимо чередовать закачку тампонирующего состава и теплоносителя. Сначала в нагнетательную скважину в течение не менее 3 мес подают теплоноситель, а затем тампонирующий состав в количестве 50 от объема трещин или 225 м3. Тампонирующий состав проталкивают теплоносителем, закачав 50 м3 агента с целью промывки ствола скважины и призабойной зоны, а затем переходят к закачке воздуха.It was decided to implement an in situ combustion process on an oil reservoir with a fractured-pore reservoir. However, to prevent breakthroughs of the gaseous oxidizing agent through the cracks, it is necessary to inject a plugging easily oxidizable composition into the formation. Due to the low injectivity of the wells, it is necessary to alternate the injection of the plugging composition and the coolant. First, a coolant is supplied to the injection well for at least 3 months, and then the plugging composition in the amount of 50 of the volume of cracks or 225 m 3 . The plugging composition is pushed with the coolant, pumping 50 m 3 of agent for the purpose of washing the wellbore and the bottom hole zone, and then transfer to air injection.
Благодаря предварительному прогреву пласта и изоляции трещин в блоках инициируется горение. По мере перемещения зоны горения оторочка тампонирующего состава продвигается по направлению к добывающим скважинам и постепенно размазывается. Если принять, что остаточная насыщенность жидкостью в трещинах составляет 0,5, то оторочка тампонирующего состава перестанет существовать после выжигания примерно 10% от объема пласта. Полного уничтожения тампонирующего состава допустить нельзя, поэтому после выжигания 5% от объема пласта необходимо подавать в пласт новую порцию тампонирующего состава. Для выжигания 5% от объема пласта при общем его объеме 4,68˙106 м3 и удельном расходе воздуха на выжигание 1 м3 пласта, равно 200 м3/м3 потребуется закачать 4,68˙107 м3 воздуха. При приемистости скважины 4˙104 м3/сут для этого потребуется 3,2 года. Затем в пласт снова подают теплоноситель для прогрева призабойной зоны, закачивают тампонирующий состав в количестве 10% от объема трещин. Этот объем тампонирующего состава проталкивается теплоносителем, подаваемым в пласт в количестве, равном объему пор выжженной зоны. Затем вновь переходят к закачке окислителя в количестве, необходимом для выжигания 20% объема пор пласта. Для этого потребуется еще 6,4 года. На последнем этапе разработки снова проводят обработку призабойной зоны теплоносителем и закачивают тампонирующий состав в количестве 20% от объема трещин. После этого переходят к заключительному этапу нагнетания окислителя до его прорыва в добывающие скважины. Благодаря такой технологии охват пласта увеличивается на 15% , а добыча нефти на 24000 т с одного элемента системы расстановки скважин. (56) 1. Амелин И. Д. Внутрипластовое горение. М. : Недра, 1980.Due to the preliminary heating of the formation and isolation of cracks in the blocks, combustion is initiated. As the combustion zone moves, the rim of the plug composition advances towards the producing wells and gradually spreads. If we assume that the residual fluid saturation in the cracks is 0.5, then the rim of the plug composition will cease to exist after burning about 10% of the reservoir volume. Complete destruction of the plugging composition cannot be allowed, therefore, after burning out 5% of the reservoir volume, it is necessary to feed a new portion of the plugging composition into the formation. To burn 5% of the reservoir volume with a total volume of 4.68 × 10 6 m 3 and a specific air consumption for burning 1 m 3 of the reservoir equal to 200 m 3 / m 3, 4.68 × 10 7 m 3 of air will need to be injected. With a well injectivity of 4-10 4 m 3 / day, this will require 3.2 years. Then the coolant is again fed into the formation to warm the bottom-hole zone, the plugging composition is pumped in the amount of 10% of the volume of cracks. This volume of the plugging composition is pushed by the coolant supplied to the formation in an amount equal to the pore volume of the scorched zone. Then they again switch to the injection of the oxidizing agent in the amount necessary to burn out 20% of the pore volume of the formation. This will require another 6.4 years. At the last stage of development, the bottom-hole zone is again treated with coolant and the plugging composition is pumped in the amount of 20% of the volume of cracks. After that, they proceed to the final stage of injection of the oxidizing agent before it breaks into production wells. Thanks to this technology, the coverage of the reservoir is increased by 15%, and oil production by 24,000 tons from one element of the well placement system. (56) 1. Amelin I. D. Intra-bed combustion. M.: Nedra, 1980.
2. Боксерман А. А. , Мырка Я. М. , Полковников В. В. , Соколов А. Г. Комбинированные методы воздействия на нефтяной пласт с применением сочетания закачки теплоносителей и внутрипластовых окислительных реакций. Исследование испытаний новых методов воздействием на пласт, М. , Тр. ВНИИ, вып. 92, 1985, с. 46-57. 2. Boxerman A. A., Myrka Ya. M., Polkovnikov V. V., Sokolov A. G. Combined methods of influencing an oil reservoir using a combination of coolant injection and in-situ oxidative reactions. Research of tests of new methods by stimulation, M., Tr. VNII, issue. 92, 1985, p. 46-57.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5003815 RU2011808C1 (en) | 1991-09-23 | 1991-09-23 | Process of development of oil field of crack-porous type |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5003815 RU2011808C1 (en) | 1991-09-23 | 1991-09-23 | Process of development of oil field of crack-porous type |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011808C1 true RU2011808C1 (en) | 1994-04-30 |
Family
ID=21586020
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5003815 RU2011808C1 (en) | 1991-09-23 | 1991-09-23 | Process of development of oil field of crack-porous type |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2011808C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2153065C1 (en) * | 1999-08-27 | 2000-07-20 | Александров Евгений Николаевич | Method for thermochemical treatment of productive formation and combustive and oxidative composition for implementation of the method |
| RU2281385C1 (en) * | 2005-02-28 | 2006-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Hydrophobic emulsion |
| RU2403384C1 (en) * | 2009-12-29 | 2010-11-10 | Аркадий Анатольевич Боксерман | Development method of mine with hard-to-recover oil deposits |
| CN114427407A (en) * | 2021-12-15 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | A water injection huff and puff oil recovery method for low porosity and ultra-low permeability reservoirs |
-
1991
- 1991-09-23 RU SU5003815 patent/RU2011808C1/en active
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2153065C1 (en) * | 1999-08-27 | 2000-07-20 | Александров Евгений Николаевич | Method for thermochemical treatment of productive formation and combustive and oxidative composition for implementation of the method |
| RU2281385C1 (en) * | 2005-02-28 | 2006-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Hydrophobic emulsion |
| RU2403384C1 (en) * | 2009-12-29 | 2010-11-10 | Аркадий Анатольевич Боксерман | Development method of mine with hard-to-recover oil deposits |
| CN114427407A (en) * | 2021-12-15 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | A water injection huff and puff oil recovery method for low porosity and ultra-low permeability reservoirs |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2581839C (en) | Low temperature oxidation enhanced oil recovery with catalyst | |
| US4006778A (en) | Thermal recovery of hydrocarbon from tar sands | |
| RU2525386C2 (en) | Thermal gas chemical composition and its application for well bottom and remote zones of productive stratum | |
| RU2072423C1 (en) | Method and device for downhole treatment of well | |
| US4498537A (en) | Producing well stimulation method - combination of thermal and solvent | |
| US4453597A (en) | Stimulation of hydrocarbon flow from a geological formation | |
| CN107100604B (en) | Method for in-situ combustion exploitation by utilizing ignition of nano combustion improver | |
| SU1574799A1 (en) | Method of thermochemical processing of near-face zone of seam | |
| RU2054531C1 (en) | Method for thermal recovery of oil | |
| US4493369A (en) | Method of improved oil recovery by simultaneous injection of water with an in-situ combustion process | |
| RU2011808C1 (en) | Process of development of oil field of crack-porous type | |
| RU2139423C1 (en) | Method and device for treatment of bottom-hole zone of bed | |
| CN104265257B (en) | The combustion in situ huff and puff oil recovery method of fracturing propping agents filling auxiliary catalysis igniting | |
| RU2168008C2 (en) | Method of increasing oil and gas well productivity and downhole heater for method embodiment | |
| US3235006A (en) | Method of supplying heat to an underground formation | |
| US3179169A (en) | Method for initiating in situ combustion with pyrophoric materials | |
| US3490531A (en) | Thermal oil stimulation process | |
| US3400763A (en) | Igniting a carbonaceous stratum for in situ combustion | |
| US2871942A (en) | In situ combustion | |
| RU2117756C1 (en) | Method for recovering low-gravity oil | |
| US3981362A (en) | In-situ combustion method for the recovery of hydrocarbons | |
| RU2307239C1 (en) | Development method for oil field having bottom water | |
| RU2181429C1 (en) | Method of development of hydrocarbon material pool | |
| RU2043493C1 (en) | Method for lighting up of coal seam | |
| RU2052628C1 (en) | Method for treatment of bottom-hole oil formation zone |