RU2403384C1 - Development method of mine with hard-to-recover oil deposits - Google Patents
Development method of mine with hard-to-recover oil deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2403384C1 RU2403384C1 RU2009148715/03A RU2009148715A RU2403384C1 RU 2403384 C1 RU2403384 C1 RU 2403384C1 RU 2009148715/03 A RU2009148715/03 A RU 2009148715/03A RU 2009148715 A RU2009148715 A RU 2009148715A RU 2403384 C1 RU2403384 C1 RU 2403384C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- oil
- volume
- oxygen
- air
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 46
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 46
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 46
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 45
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 45
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 37
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 36
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims abstract description 27
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims abstract description 27
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 claims abstract description 18
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 17
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000003570 air Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims description 13
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 12
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 claims description 6
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 5
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 24
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 11
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 8
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 6
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 6
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 6
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 2
- 230000036284 oxygen consumption Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 210000003746 feather Anatomy 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of oil deposits.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, который включает нагнетание кислородосодержащей смеси через нагнетательную скважину и создание в пласте зоны окисления нефти. При температуре пласта выше 65°C создают в нем зону окисления с радиусом (R) зоны полного потребления кислорода в пласте при перемещении зоны окисления по направлению к добывающей скважине. Расстояние (2σ) между нагнетательной и добывающей скважинами и радиус (R) зоны полного потребления кислорода выбирают из условия 2σ≥R. Нагнетание кислородосодержащей смеси прекращают при подходе зоны окисления к добывающей скважине на расстояние не менее чем σ/π (патент РФ №2139421, опублик. 1999.10.10).A known method of developing an oil field, which includes injecting an oxygen-containing mixture through an injection well and creating a zone of oil oxidation in the formation. At a temperature of the formation above 65 ° C, an oxidation zone is created in it with a radius (R) of the zone of total oxygen consumption in the formation when the oxidation zone is moved toward the producing well. The distance (2σ) between the injection and production wells and the radius (R) of the zone of total oxygen consumption are selected from the condition 2σ≥R. The injection of the oxygen-containing mixture is stopped when the oxidation zone approaches the production well at a distance of not less than σ / π (RF patent No. 2139421, published. 1999.10.10).
Известный способ пригоден только для разработки месторождений с пластовой температурой более 65°C, что ограничивает использование способа.The known method is suitable only for the development of deposits with a reservoir temperature of more than 65 ° C, which limits the use of the method.
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 технических оторочек воды. Соотношение объемов закачки оторочек воздуха и воды выбирают из условия поддержания на фронте горения температуры 300-400°C (патент РФ №2109133, опублик. 1998.04.20 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method for developing deposits with hard-to-recover oil reserves, according to which injection and production wells are placed on deposits, air and water rims are pumped into injection wells to create in-situ combustion in the formation. At the same time, when developing deposits with normal viscosity oil reserves, associated petroleum gases and combustion gases are extracted from the production of production wells. These gases are separately or together with associated petroleum gases injected into injection wells. The injection of air rims alternates with the injection of the above gases and is separated by the injection of technical rims of water. The ratio of the injection volumes of the rims of air and water is selected from the condition of maintaining at the combustion front a temperature of 300-400 ° C (RF patent No. 2109133, published. 1998.04.20 - prototype).
Одним из основных недостатков известных способов разработки является то, что их применение ограничивается только залежами с пластовой температурой 65°C и более. Такое ограничение обосновывается тем, что при применении на залежах с меньшей пластовой температурой трансформация закачиваемого в пласт воздуха в эффективный вытесняющий нефть агент не происходит. Вследствие этого эффект от применения известных способов разработки по повышению нефтеотдачи не достигается.One of the main disadvantages of the known development methods is that their use is limited only to deposits with a reservoir temperature of 65 ° C or more. This limitation is justified by the fact that when applied to deposits with a lower reservoir temperature, the air pumped into the reservoir does not transform into an effective oil displacing agent. As a result, the effect of the application of known development methods to enhance oil recovery is not achieved.
Другим недостатком известных способов разработки месторождений нормальной нефти, предусматривающих закачку воздуха, является значительный объем добываемого газа с превалирующим содержанием азота, а также значительный расход закачиваемого воздуха на добычу нефти, нередко превышающий 1000 нм3 на тонну добытой нефти. Закачка с воздухом газов горения и попутных газов может не только усилить эти недостатки, но и привести к ухудшению охвата воздействием, а значит, и к снижению нефтеотдачи.Another disadvantage of the known methods for developing normal oil fields involving air injection is a significant amount of produced gas with a prevailing nitrogen content, as well as a significant consumption of injected air for oil production, often exceeding 1000 nm 3 per tonne of oil produced. The injection of combustion gases and associated gases with air can not only exacerbate these shortcomings, but also lead to a deterioration in exposure coverage, and hence to a decrease in oil recovery.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи, снижения энергозатрат и уменьшения объемов закачки воздуха.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits, reducing energy consumption and reducing the volume of air injection.
Задача решается тем, что в способе разработки залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти путем размещения нагнетательных и добывающих скважин, закачки через нагнетательные скважины воздуха, воды, газов горения и попутных нефтяных газов, выделенных из продукции добывающих скважин, и отбора нефти, газов горения и попутных нефтяных газов через добывающие скважины, согласно изобретению предварительно анализируют свойства и образцы породы продуктивного пласта, по начальной пластовой температуре и энергетическому потенциалу пласта с учетом наличия в породе катализаторов окисления нефти кислородом определяют способность пласта обеспечить активные внутрипластовые окислительные процессы, при наличии такой способности пласта в качестве воздуха закачивают воздух, обогащенный кислородом до 30-90% в объеме 10-40% от перового объема.The problem is solved in that in the method of developing deposits with hard-to-recover oil reserves by placing injection and producing wells, injecting air, water, combustion gases and associated oil gases extracted from production of producing wells through injection wells, and selecting oil, combustion gases and associated oil gases through production wells, according to the invention, pre-analyze the properties and rock samples of the reservoir, according to the initial reservoir temperature and the energy potential of the reservoir, taking into account m the presence of oxidation catalysts in the rock oil determined oxygen formation ability to provide active situ oxidation processes, the presence of such ability reservoir as air is pumped oxygen enriched air up to 30-90% in a volume of 10-40% of the pore volume.
Совместно с воздухом, обогащенным кислородом, возможна закачка попутного нефтяного газа и/или газов горения, выделенных из продукции добывающих скважин, и/или воды.Together with oxygen enriched air, it is possible to inject associated petroleum gas and / or combustion gases extracted from the production of production wells and / or water.
Совместно с водой возможна закачка попутного нефтяного газа и/или газов горения, выделенных из продукции добывающих скважин.Together with water, it is possible to inject associated petroleum gas and / or combustion gases extracted from the production of production wells.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке залежи нефти с применением внутрипластового окисления и/или горения весьма важным показателем является пластовая температура. При температуре 65°C и более процесс инициирования окисления или горения протекает достаточно интенсивно, и разработка залежи сопровождается достижением высоких значений нефтеотдачи. При пластовой температуре залежи менее 65°C нефтеотдача снижается из-за низкой активации процесса горения и окисления. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи с пластовой температурой менее 65°C. Задача решается следующим образом.When developing an oil reservoir using in situ oxidation and / or combustion, formation temperature is a very important indicator. At a temperature of 65 ° C or more, the process of initiation of oxidation or combustion proceeds quite intensively, and the development of the deposit is accompanied by the achievement of high oil recovery values. At reservoir temperature of the deposit less than 65 ° C, oil recovery is reduced due to the low activation of the combustion and oxidation process. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits with a reservoir temperature of less than 65 ° C. The problem is solved as follows.
Для реализации известных способов разработки нефтяных залежей используется важная энергетическая особенность значительной части месторождений, которые характеризуются не только высоким пластовым давлением, но и повышенными пластовыми температурами порядка 65°C и более. Такие температуры при закачке воздуха в результате высокой скорости процесса расходования кислорода воздуха на окисление нефти гарантируют безопасное ведение процесса и обеспечивают внутрипластовую генерацию высокоэффективного вытесняющего газового агента, обеспечивающего кардинальный прирост нефтеотдачи. Однако активные самопроизвольные окислительные процессы могут происходить и при более низких температурах, так как реальные пласты нередко содержат катализаторы реакции взаимодействия нефти и кислорода, такие как CuO, MnO, CrO, NiO, CoO и др. Быстрое инициирование активных внутрипластовых окислительных процессов является одним из важнейших следствий использования энергетики пласта для организации закачки воздуха на месторождениях легкой нефти. В предложенном способе разработки залежи с запасами легкой нефти и пластовой температуре ниже 65°C предлагается предварительно определить по керну наличие катализаторов и при их наличии провести исследования влияния этих катализаторов на кинетику внутрипластовых окислительных процессов. На основании этих исследований устанавливается возможность реализации внутрипластовой трансформации кислородосодержащих смесей, закачиваемых в конкретную залежь с начальной пластовой температурой ниже 65°C, в эффективный смешивающийся с пластовой нефтью вытесняющий агент. После установления такой возможности необходимо разместить нагнетательные и добывающие скважины. Для реализации предлагаемого способа разработки через нагнетательные скважины первоначально прокачивают 0,1-0,3%-ную водную дисперсию катализаторов окисления нефти, сходных по составу с катализаторами в пласте, в объеме до 50-100 м3, что позволяет гарантированно активизировать процесс окисления нефти в пласте кислородом, закачиваемым вслед. Затем закачивают воздух, обогащенный кислородом до 30-90% в объеме 10-40% от порового объема и воду в объеме 20-50% перового объема.To implement the known methods for developing oil deposits, an important energy feature of a significant part of the fields, which are characterized not only by high reservoir pressure, but also by increased reservoir temperatures of the order of 65 ° C or more, is used. Such temperatures during air injection as a result of the high speed of the process of spending oxygen in the air for oil oxidation guarantee safe process control and provide in-situ generation of a highly efficient displacing gas agent, which provides a dramatic increase in oil recovery. However, active spontaneous oxidation processes can occur at lower temperatures, since real formations often contain catalysts for the reaction of oil and oxygen interactions, such as CuO, MnO, CrO, NiO, CoO, etc. The fast initiation of active in situ oxidation processes is one of the most important the consequences of using reservoir energy to organize air injection in light oil fields. In the proposed method for developing a reservoir with light oil reserves and formation temperature below 65 ° C, it is proposed to first determine the presence of catalysts from the core and, if available, to study the effect of these catalysts on the kinetics of in-situ oxidation processes. Based on these studies, the possibility of implementing in-situ transformation of oxygen-containing mixtures injected into a specific reservoir with an initial reservoir temperature below 65 ° C into an effective displacing agent mixed with reservoir oil is established. After establishing such a possibility, it is necessary to place injection and production wells. To implement the proposed development method, 0.1-0.3% aqueous dispersion of oil oxidation catalysts, similar in composition to catalysts in the reservoir, is pumped through injection wells in an amount of up to 50-100 m 3 , which allows guaranteed activation of the oil oxidation process in the reservoir with oxygen injected after. Then, air enriched with oxygen up to 30-90% in a volume of 10-40% of the pore volume and water in a volume of 20-50% of the first volume are pumped.
Такие объемы закачки кислородосодержащей смеси согласно численным исследованиям позволяет сформировать оторочку смешивающегося с пластовой нефтью вытесняющего агента в размере 0,1-0,2 от порового объема, что обеспечивает эффективное вытеснение пластовой нефти на всем пространстве от нагнетательных до добывающих скважин.Such volumes of injection of an oxygen-containing mixture according to numerical studies allows us to form a rim of a displacing agent miscible with reservoir oil in the amount of 0.1-0.2 of the pore volume, which ensures effective displacement of reservoir oil throughout the space from injection to production wells.
Лабораторные исследования показали, что использование при внутрипластовом горении в качестве окислителя кислорода или обогащенного кислородом воздуха может обеспечить как технологические, так и экономические преимущества. Например, при обогащении воздуха кислородом существенно уменьшается объем добываемого газа по сравнению с закачкой обычного воздуха, что в свою очередь снижает проблемы в добывающих скважинах, связанные с пескопроявлениями, эрозией, работой глубинных насосов и с необходимостью добычи больших количеств газа. Другое преимущество связано с образованием в пластовых условиях значительных количеств углекислого газа, что благоприятно сказывается на эффективности процесса вытеснения нефти. Согласно численным и экспериментальным исследованиям формирующийся в результате самопроизвольных окислительных процессов в пласте вытесняющий агент обеспечивает высокую степень вытеснения пластовой нефти до 93-95%. Уменьшение в добываемом газе азота позволяет облегчить и удешевить процесс разделения газов с целью повторного использования углекислого газа для повышения эффективности вытесняющего агента.Laboratory studies have shown that the use of in situ combustion as an oxidizing agent of oxygen or oxygen enriched air can provide both technological and economic advantages. For example, when air is enriched with oxygen, the volume of gas produced is significantly reduced in comparison with the injection of ordinary air, which in turn reduces the problems in production wells associated with sand development, erosion, the operation of deep pumps and the need to produce large quantities of gas. Another advantage is associated with the formation of significant quantities of carbon dioxide under reservoir conditions, which favorably affects the efficiency of the oil displacement process. According to numerical and experimental studies, a displacing agent formed as a result of spontaneous oxidative processes in the reservoir provides a high degree of displacement of reservoir oil up to 93-95%. Reducing nitrogen in the produced gas makes it easier and cheaper to separate the gases in order to reuse carbon dioxide to increase the efficiency of the displacing agent.
Экономика процесса внутрипластового горения в значительной степени определяется расходами на закачку в пласт окислителя. При закачке в пласт воздуха большой составляющей стоимости процесса является его компримирование. Стоимость применения кислорода при внутрипластовом горении в основном зависит от давления и объемов закачки.The economy of the in situ combustion process is largely determined by the cost of injecting the oxidizing agent into the formation. When air is injected into the formation, a large component of the cost of the process is its compression. The cost of using oxygen for in-situ combustion mainly depends on pressure and injection volumes.
Генераторы кислорода мембранного типа потребляют на производство 1 нм3 кислорода около 1 кВт·ч электроэнергии. Сравнение с поршневым компрессором высокого давления, потребляющим около 0.3 кВт·ч на компрессию 1 нм3 воздуха до 40 МПа, показывает, что при расчете на единицу объема закаченного в пласт окислителя экономия электроэнергии при закачке кислорода по сравнению с закачкой воздуха наступает при давлении нагнетания свыше 12-15 МПа.Membrane-type oxygen generators consume about 1 kWh of electricity for the production of 1 nm 3 oxygen. Comparison with a high-pressure reciprocating compressor, consuming about 0.3 kW · h for compression of 1 nm 3 of air up to 40 MPa, shows that when calculating per unit volume of the oxidizer injected into the formation, energy savings during oxygen injection as compared to air injection occur at a discharge pressure above 12-15 MPa.
На чертеже представлена зависимость потребляемой мощности криогенной установкой на получение кислорода и компримирование воздуха в зависимости от рабочего давления. Видно, что затраты энергии на производство кислорода с помощью криогенных установок, начиная с давления 12 МПа и выше, становятся меньше энергетических затрат на компрессию объема воздуха, необходимого для проведения процесса внутрипластового горения. Точка пересечения на графике соответствует расходу кислорода 115 тыс. нм3/сут.The drawing shows the dependence of the power consumption of the cryogenic installation for oxygen production and air compression, depending on the operating pressure. It can be seen that the energy consumption for the production of oxygen using cryogenic plants, starting from a pressure of 12 MPa and higher, becomes less than the energy consumption for compressing the volume of air required for the in-situ combustion process. The intersection point on the graph corresponds to an oxygen flow rate of 115 thousand nm 3 / day.
Согласно представленных на чертеже данных очевидно уменьшение расходов на компрессию обогащенного кислородом воздуха. В этой связи следует подчеркнуть, что применение предлагаемого способа разработки предполагается в основном на месторождениях с глубиной залегания продуктивных пластов, превышающих 1,0-1,5 км, т.е. при пластовых давлениях, превышающих 10 МПа. При таких давлениях потребление топлива на закачку кислорода будет значительно меньше, чем на закачку воздуха.According to the data presented in the drawing, it is obvious that the cost of compression of oxygen-enriched air is reduced. In this regard, it should be emphasized that the application of the proposed development method is expected mainly in fields with a depth of productive formations exceeding 1.0-1.5 km, i.e. at reservoir pressures exceeding 10 MPa. At such pressures, the fuel consumption for oxygen injection will be significantly less than for air injection.
Обогащение кислородом воздуха в промышленных масштабах может быть осуществлено с помощью криогенных и мембранных установок. Они включают в себя блок компрессоров, очистное устройство и холодильную камеру с фракционными колоннами. Это означает, что затраты на обогащение воздуха кислородом до 30-50%, предусмотренные настоящим изобретением, составит 7-25 долларов США на 1000 м3 обогащенного кислородом воздуха. Если учесть, что затраты на обогащение кислородом воздуха увеличиваются с увеличением степени обогащения, максимальная стоимость кислорода, изготовленная с помощью промышленной установки, составляет примерно 70-80 долларов США на тысячу кубических метров. Криогенные установки могут быть размещены непосредственно на промысле. Если учесть, что затраты обогащенного кислородом воздуха на добычу нефти уменьшаются в 1,5-2,5 раза, то стоимость обогащенного кислородом воздуха, необходимого для добычи 1 т нефти, снизится примерно до 3-10 долларов США.Enrichment with atmospheric oxygen on an industrial scale can be carried out using cryogenic and membrane installations. They include a compressor unit, a purification device, and fractional column refrigeration chambers. This means that the cost of enriching the air with oxygen up to 30-50%, provided for by the present invention, will be 7-25 US dollars per 1000 m 3 of oxygen-enriched air. Given that the cost of enriching oxygen with air increases with increasing enrichment, the maximum cost of oxygen produced using an industrial plant is approximately 70-80 US dollars per thousand cubic meters. Cryogenic plants can be placed directly in the field. If we take into account that the costs of oxygen-enriched air for oil production are reduced by 1.5-2.5 times, then the cost of oxygen-enriched air required to produce 1 ton of oil will decrease to about 3-10 US dollars.
В свете сказанного выше следует отметить следующие основные преимущества использования обогащенного кислородом воздуха по сравнению с применением воздуха:In light of the above, the following main advantages of using oxygen-enriched air compared with the use of air should be noted:
- уменьшение объема добываемого газа (до 3,5 раз) и связанных с этим проблем;- a decrease in the volume of gas produced (up to 3.5 times) and related problems;
- образование большего количества CO2 (пропорционально объемной доле кислорода в газовой смеси), способствующего повышению эффективности процесса вытеснения;- the formation of more CO 2 (in proportion to the volume fraction of oxygen in the gas mixture), which contributes to an increase in the efficiency of the displacement process;
- увеличение интенсивности окислительных процессов, способствующих ускорению формирования оторочки смешивающегося с нефтью вытесняющего агента;- an increase in the intensity of oxidative processes that contribute to accelerating the formation of the rim of a displacing agent miscible with oil;
- снижение удельных энергозатрат на компримирование кислорода;- reduction of specific energy consumption for oxygen compression;
- сокращение объема закачки кислородосодержащей смеси (до 4-4,5 раз), необходимого для формирования оторочки смешивающегося с пластовой нефтью вытесняющего агента, что позволяет более эффективно использовать интеграцию водогазового воздействия для повышения охвата воздействием, а значит, и нефтеотдачи.- reduction in the volume of injection of an oxygen-containing mixture (up to 4-4.5 times), necessary for the formation of a rim of a displacing agent miscible with reservoir oil, which makes it possible to more efficiently use the integration of water-gas treatment to increase the coverage of the exposure, and therefore, oil recovery.
Предложенный способ осуществляют следующим образом.The proposed method is as follows.
На залежи размещают нагнетательные и добывающие скважины. Анализируют свойства и образцы породы продуктивного пласта. По начальной пластовой температуре и энергетическому потенциалу пласта с учетом наличия в породе катализаторов окисления нефти кислородом определяют способность пласта обеспечить активные внутрипластовые окислительные процессы. При наличии такой способности пласта первоначально прокачивают через каждую нагнетательную скважину 0,1-0,3%-ную водную дисперсию катализаторов окисления нефти, сходных по составу с катализаторами в пласте, в объеме до 50-100 м3, затем закачивают воздух, обогащенный кислородом до 30-90% в объеме 10-40% от перового объема и воду в объеме 20-50% порового объема.In the deposits place injection and producing wells. The properties and rock samples of the reservoir are analyzed. The initial formation temperature and formation energy potential, taking into account the presence of oil oxidation catalysts in the rock with oxygen, determine the formation's ability to provide active in-situ oxidation processes. With this ability of the formation, initially 0.1-0.3% aqueous dispersion of oil oxidation catalysts, similar in composition to the catalysts in the formation, is pumped through each injection well in a volume of up to 50-100 m 3 , then oxygen enriched air is pumped up to 30-90% in the volume of 10-40% of the feather volume and water in the volume of 20-50% of the pore volume.
Совместно с воздухом, обогащенным кислородом, возможна закачка газов горения, выделенных из продукции добывающих скважин.Together with oxygen enriched air, it is possible to inject combustion gases extracted from the production of production wells.
Совместно с водой возможна закачка газов горения и/или попутных нефтяных газов, выделенных из продукции добывающих скважин.Together with water, it is possible to inject combustion gases and / or associated petroleum gases extracted from the production of production wells.
Через добывающие скважины отбирают нефть, газы горения и попутный нефтяной газ.Oil, combustion gases and associated petroleum gas are taken through production wells.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 2450 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 7 м, пористость 19%, проницаемость по горизонтали 0,02 мкм2, проницаемость по вертикали 0,002 мкм2, нефтенасыщенность 54%, растворимость газа в нефти 52 м3/м3, вязкость в пластовых условиях: нефти 1,18 мПа·с, воды 0,41 мПа·с, воздуха и газов горения 0,042 мПа·с, плотность в пластовых условиях: нефти 756 кг/м3, воды 1013 кг/м3, воздуха 340 кг/м3, газов 352 кг/м3, начальные пластовые: давление 25 МПа, температура 40°C, давление закачки воды 17 МПа, воздуха и газов 35 МПа, давление на устьях добывающих скважин 1,5 МПа. Залежь разрабатывают по обращенной девятиточечной схеме с центральной нагнетательной скважиной.Example 1. An oil reservoir is developed with the following characteristics: depth 2450 m, effective oil saturated thickness 7 m, porosity 19%, horizontal permeability 0.02 μm 2 , vertical permeability 0.002 μm 2 , oil saturation 54%, gas solubility in oil 52 m 3 / m 3 , viscosity in reservoir conditions: oil 1.18 MPa · s, water 0.41 MPa · s, air and combustion gases 0.042 MPa · s, density in reservoir conditions: oil 756 kg / m 3 , water 1013 kg / m 3, the air 340 kg / m 3, gas 352 kg / m 3, primary reservoir: pressure 25 MPa, temperature 40 ° C, water injection pressure 17 MPa, in spirit and gases 35 MPa, the pressure on producing wells mouths 1.5 MPa. The deposit is developed according to a reversed nine-point pattern with a central injection well.
Анализируют свойства и образцы породы продуктивного пласта. По начальной пластовой температуре и энергетическому потенциалу пласта с учетом наличия в породе катализаторов окисления нефти кислородом типа СuО, МnО определяют способность пласта обеспечить активные внутрипластовые окислительные процессы. Устанавливают такую способность пласта. Через нагнетательные скважины закачивают 0,1%-ную водную дисперсию катализаторов окисления нефти типа CuO, MnO в объеме 100 м3. Затем закачивают воздух, обогащенный кислородом до 30 об.%, в объеме 40% порового объема. Прекращают закачку воздуха и закачивают воду в объеме 20% порового объема. Через добывающие скважины отбирают сначала нефть, а затем еще и попутный нефтяной газ и газы горения.The properties and rock samples of the reservoir are analyzed. The initial formation temperature and formation energy potential, taking into account the presence in the rock of catalysts for oil oxidation with oxygen such as CuO, MnO, determine the ability of the formation to provide active in-situ oxidation processes. Establish such a reservoir ability. Through injection wells, a 0.1% aqueous dispersion of CuO, MnO type oil oxidation catalysts is pumped in a volume of 100 m 3 . Then, air enriched with oxygen up to 30 vol.% Is pumped into a volume of 40% of the pore volume. Stop the injection of air and pump water in a volume of 20% of the pore volume. First, oil is extracted through production wells, and then also associated petroleum gas and combustion gases.
По мере поступления через добывающие скважины попутного нефтяного газа и газов горения их закачивают совместно с воздухом и водой.As they get associated petroleum gas and combustion gases through production wells, they are pumped together with air and water.
Пример 2. Выполняют, как пример 1. Через нагнетательные скважины закачивают 0,2%-ную водную дисперсию катализаторов окисления нефти типа CuO, MnO, в объеме 75 м3. Затем закачивают воздух, обогащенный кислородом до 60 об.%, в объеме 20% порового объема. Прекращают закачку воздуха и закачивают воду в объеме 40% порового объема.Example 2. Perform, as example 1. Through injection wells pump 0.2% aqueous dispersion of catalysts for the oxidation of oil type CuO, MnO, in a volume of 75 m 3 . Then, air enriched with oxygen up to 60 vol.% Is pumped into a volume of 20% of the pore volume. Stop the injection of air and pump water in a volume of 40% of the pore volume.
Пример 3. Выполняют, как пример 1. Через нагнетательные скважины закачивают 0.3%-ную водную дисперсию катализаторов типа CuO, MnO в объеме 50 м3. Затем закачивают воздух, обогащенный кислородом до 90 об.%, в объеме 10% порового объема. Прекращают закачку воздуха и закачивают воду в объеме 50% порового объема.Example 3. Perform, as example 1. Through injection wells pump 0.3% aqueous dispersion of catalysts of the type CuO, MnO in a volume of 50 m 3 . Then, air enriched with oxygen up to 90 vol.% Is pumped in a volume of 10% of the pore volume. Stop the injection of air and pump water in a volume of 50% of the pore volume.
Таким образом, продолжают разработку залежи до выработки запасов нефти.Thus, the development of the deposit is continued until the development of oil reserves.
По результатам расчетов установлено, что по сравнению с прототипом применение предложенного способа позволяет:According to the calculation results, it was found that, compared with the prototype, the application of the proposed method allows:
- повысить нефтеотдачу с 39% (прототип) до 43-47%. При этом нефтеотдача при заводнении может составить не более 24%;- increase oil recovery from 39% (prototype) to 43-47%. At the same time, oil recovery during flooding can be no more than 24%;
- снизить удельные энергозатраты на компремирование окислителя на 15-35%;- reduce specific energy consumption for the compression of the oxidizing agent by 15-35%;
- уменьшить объем закачки воздуха в 2-4 раза.- reduce the volume of air injection by 2-4 times.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи, снизить энергозатраты и уменьшить объемы закачки воздуха.The application of the proposed method will increase the recovery of deposits, reduce energy consumption and reduce the volume of air injection.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009148715/03A RU2403384C1 (en) | 2009-12-29 | 2009-12-29 | Development method of mine with hard-to-recover oil deposits |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009148715/03A RU2403384C1 (en) | 2009-12-29 | 2009-12-29 | Development method of mine with hard-to-recover oil deposits |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2403384C1 true RU2403384C1 (en) | 2010-11-10 |
Family
ID=44026059
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009148715/03A RU2403384C1 (en) | 2009-12-29 | 2009-12-29 | Development method of mine with hard-to-recover oil deposits |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2403384C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA030080B1 (en) * | 2016-05-04 | 2018-06-29 | Акционерное общество "Зарубежнефть" | Oil field development method |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4787449A (en) * | 1987-04-30 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process in subterranean formations |
| RU2011808C1 (en) * | 1991-09-23 | 1994-04-30 | Иван Николаевич Стрижов | Process of development of oil field of crack-porous type |
| RU2019686C1 (en) * | 1991-09-23 | 1994-09-15 | Иван Николаевич Стрижов | Method for development of oil field |
| RU1353022C (en) * | 1985-06-28 | 1995-03-27 | ТатНИПИнефть | Method of oil field exploitation |
| RU2105872C1 (en) * | 1996-08-30 | 1998-02-27 | Акционерное общество открытого типа Научно-производственное объединение по термическим методам добычи нефти "Термнефть" | Method for development of oil deposit with use of in-bed oxidizing processes |
| RU2109133C1 (en) * | 1997-09-17 | 1998-04-20 | Юрий Ефремович Батурин | Method for development of deposit with hard-to-recover oil reserves |
| RU2124627C1 (en) * | 1997-07-01 | 1999-01-10 | Государственная академия нефти и газа им.И.М.Губкина | Method for development of oil deposits |
| RU2151862C1 (en) * | 1998-11-16 | 2000-06-27 | Региональный научно-технологический центр Урало-Поволжья (РНТЦ ВНИИнефть) | Method of development of heavy oil and natural bitumen fields |
| RU2289685C1 (en) * | 2005-06-01 | 2006-12-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть) | Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen |
| RU2296854C2 (en) * | 2005-03-24 | 2007-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Объединенный центр исследований и разработок "ООО "ЮРД-Центр" | Method for oil field development |
-
2009
- 2009-12-29 RU RU2009148715/03A patent/RU2403384C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU1353022C (en) * | 1985-06-28 | 1995-03-27 | ТатНИПИнефть | Method of oil field exploitation |
| US4787449A (en) * | 1987-04-30 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process in subterranean formations |
| RU2011808C1 (en) * | 1991-09-23 | 1994-04-30 | Иван Николаевич Стрижов | Process of development of oil field of crack-porous type |
| RU2019686C1 (en) * | 1991-09-23 | 1994-09-15 | Иван Николаевич Стрижов | Method for development of oil field |
| RU2105872C1 (en) * | 1996-08-30 | 1998-02-27 | Акционерное общество открытого типа Научно-производственное объединение по термическим методам добычи нефти "Термнефть" | Method for development of oil deposit with use of in-bed oxidizing processes |
| RU2124627C1 (en) * | 1997-07-01 | 1999-01-10 | Государственная академия нефти и газа им.И.М.Губкина | Method for development of oil deposits |
| RU2109133C1 (en) * | 1997-09-17 | 1998-04-20 | Юрий Ефремович Батурин | Method for development of deposit with hard-to-recover oil reserves |
| RU2151862C1 (en) * | 1998-11-16 | 2000-06-27 | Региональный научно-технологический центр Урало-Поволжья (РНТЦ ВНИИнефть) | Method of development of heavy oil and natural bitumen fields |
| RU2296854C2 (en) * | 2005-03-24 | 2007-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Объединенный центр исследований и разработок "ООО "ЮРД-Центр" | Method for oil field development |
| RU2289685C1 (en) * | 2005-06-01 | 2006-12-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть) | Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA030080B1 (en) * | 2016-05-04 | 2018-06-29 | Акционерное общество "Зарубежнефть" | Oil field development method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6325147B1 (en) | Enhanced oil recovery process with combined injection of an aqueous phase and of at least partially water-miscible gas | |
| Sun et al. | A new approach to efficient and safe gas production from unsealed marine hydrate deposits | |
| Suleimanov et al. | Self-gasified biosystems for enhanced oil recovery | |
| JP2023109144A (en) | Nanobubbles and gas-liquid mixtures for enhanced carbon dioxide sequestration | |
| JP2023109144A5 (en) | ||
| US20230295487A1 (en) | Method for stabilizing co2 microbubble by injecting nanoparticles to enhance geological storage | |
| CN114085662A (en) | Preparation method and application of chemical self-generated heat energy-increasing fracturing fluid suitable for low-pressure and low-permeability oil and gas reservoirs | |
| Guo et al. | Enhancing gas production and CO2 sequestration from marine hydrate reservoirs through optimized CO2 hydrate cap | |
| Al-Obaidi | A way to increase the efficiency of water isolating works using water repellent | |
| RU2403384C1 (en) | Development method of mine with hard-to-recover oil deposits | |
| CN111271033A (en) | CO2 Emulsion and Its Injection Method for Renovation and Reservoir Reservoir of Natural Gas Hydrate | |
| Anikin et al. | Gas enhanced oil recovery methods for offshore oilfields: Features, implementation, operational status | |
| Zhapbasbayev et al. | Experimental study of alkaline-surfactant-polymer compositions for ASP-flooding of cores from highly viscous oil reservoirs | |
| Ouyang et al. | Synthesis of CO2 hydrate capsules in partially water-saturated sediment as vessels for underground mechanical energy storage: Promoting effect of tetrahydrofuran and cyclopentane | |
| CN104358551B (en) | A kind of hypoxemia foam flooding method | |
| US3326289A (en) | Process for treating formations with sulfur dioxide solutions | |
| Arzhilovsky et al. | A case study of drilling horizontal wells with multistage hydraulic fracturing in low-permeable reservoirs of the Tyumen formation at the fields of RN-Uvatneftegas (Russian) | |
| RU2123586C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| CN115126449B (en) | A method and system for circular thermal shock recovery of natural gas hydrate in sea area | |
| CN117569791A (en) | A method for natural gas hydrate extraction, natural gas purification and CO2 storage | |
| RU2697798C2 (en) | Method for creation of underground gas storage in water-bearing geological structure | |
| CN115853475A (en) | Carbon dioxide flooding suspension-thickening agent profile control and flooding method | |
| CN116241221B (en) | Method for exploiting natural gas hydrate and sequestering carbon dioxide | |
| RU2498056C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2693983C9 (en) | Natural gas extraction method from gas hydrate deposit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20111230 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20130127 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161230 |