RU2122109C1 - Method of increasing oil recovery - Google Patents
Method of increasing oil recovery Download PDFInfo
- Publication number
- RU2122109C1 RU2122109C1 RU96118034A RU96118034A RU2122109C1 RU 2122109 C1 RU2122109 C1 RU 2122109C1 RU 96118034 A RU96118034 A RU 96118034A RU 96118034 A RU96118034 A RU 96118034A RU 2122109 C1 RU2122109 C1 RU 2122109C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- oil recovery
- reservoir
- well
- Prior art date
Links
Landscapes
- Physical Water Treatments (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов при добыче нефти методом замещения. The invention relates to the oil industry and can be used to increase oil recovery of productive formations in oil production by the method of substitution.
На поздних стадиях добычи нефти, когда разработка нефтяной залежи сопровождается закачкой воды через сеть специально оборудованных нагнетательных скважин, из добывающих скважин выкачивают флюид, состоящий из воды и нефти. С увеличением срока разработки залежи процентное содержание нефти во флюиде уменьшается и может быть менее 1%. При этом общий объем добычи нефти обычно составляет 25 - 50% от общих запасов залежи. In the late stages of oil production, when the development of an oil reservoir is accompanied by water injection through a network of specially equipped injection wells, a fluid consisting of water and oil is pumped out of the production wells. With the increase in the term of development of the reservoir, the percentage of oil in the fluid decreases and may be less than 1%. In this case, the total volume of oil production is usually 25-50% of the total reserves of the reservoir.
Это происходит в основном за счет кольматации - загрязнения пор продуктивных пластов и прохождения нагнетаемой воды через слои с более высокой пористостью. This occurs mainly due to mudding - contamination of the pores of productive formations and the passage of injected water through layers with higher porosity.
Широко распространены способы вытеснения нефти из продуктивных пластов и повышения их нефтеотдачи путем тепловой обработки как самих продуктивных пластов, так и призабойной зоны добывающих скважин. При этом в качестве теплоносителя в основном используют пар или горячую воду. Widespread are methods of displacing oil from productive formations and increasing their oil recovery by heat treatment of both the productive formations themselves and the bottom-hole zone of production wells. In this case, steam or hot water is mainly used as a heat carrier.
Известен способ (Джамалаев И. и др. Вытеснение нефти тепловой оторочкой. "Нефтяник", N2, 1977), согласно которому для вытеснения нефти из нефтеносных коллекторов и повышения их нефтеотдачи в нефтяной пласт через систему нагнетательных скважин подают теплоноситель. A known method (I. Dzhamalaev and others. Oil displacement by thermal rim. "Oilman", N2, 1977), according to which a coolant is supplied through the injection well system to displace oil from oil reservoirs and increase their oil recovery through the injection well system.
Недостатком этого способа являются большие энергозатраты. Кроме того, недостатком является также высокая вероятность и неизбежность локальных прорывов теплоносителя, низкий коэффициент охвата тепловым воздействием пласта, его низкая экранирующая способность, так как теплоноситель уходит по трещинам в горные выработки за пределы продуктивного пласта. Все это приводит к большим энергопотерям и низкому коэффициенту извлечения нефти. The disadvantage of this method is the high energy consumption. In addition, the disadvantage is also the high probability and inevitability of local breakthroughs of the coolant, the low coefficient of coverage by the thermal effect of the formation, its low shielding ability, since the coolant goes through the cracks into the mine workings outside the reservoir. All this leads to large energy losses and a low oil recovery ratio.
В связи с этим для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи нефтеносных коллекторов кроме прогрева на продуктивные пласты производят воздействие упругими колебаниями с различными значениями и диапазоном частот. In this regard, in order to intensify oil production and increase oil recovery of oil-bearing reservoirs, in addition to heating, productive formations are subjected to elastic vibrations with different values and frequency ranges.
Известен способ (авт. св. СССР N 599576, кл. E 21 B 43/24, 1992), заключающийся в совместном тепловом и акустическом воздействии на нефтеносный пласт в течение 4 - 5 суток. The known method (ed. St. USSR N 599576, class E 21 B 43/24, 1992), which consists in the combined thermal and acoustic effects on the oil reservoir for 4 to 5 days.
Недостатками этого способа являются низкая нефтеотдача, большие энергозатраты на прогрев продуктивного пласта, а также энергопотери, возникающие в связи с неизбежным обогревом вмещающих пород. The disadvantages of this method are low oil recovery, high energy consumption for heating the reservoir, as well as energy losses arising from the inevitable heating of the enclosing rocks.
Кроме того, этот способ требует полной остановки работ на добывающих скважинах и прекращения нефтедобычи на время тепловой и акустической обработки пласта. In addition, this method requires a complete stop of work in production wells and the cessation of oil production during the thermal and acoustic treatment of the formation.
Известен способ (авт. св. СССР N 1144448, кл. E 21 B 43/24, 1994), при котором одновременно с тепловой обработкой на продуктивный пласт воздействуют упругими колебаниями, инициируемыми наземными генераторами в инфразвуковом диапазоне частот. A known method (ed. St. USSR N 1144448, class E 21 B 43/24, 1994), in which simultaneously with heat treatment the reservoir is affected by elastic vibrations initiated by ground-based generators in the infrasonic frequency range.
Недостатками способа кроме энергозатрат и энергопотерь при тепловом воздействии на продуктивный пласт являются низкая нефтеотдача, низкий коэффициент полезного действия используемых генераторов, их большая энергоемкость и металлоемкость, нерациональные в связи с этим затраты на их доставку, особенно в труднодоступные районы. The disadvantages of the method, in addition to energy costs and energy losses due to thermal effects on the reservoir, are low oil recovery, low efficiency of the used generators, their high energy consumption and metal consumption, irrational costs of their delivery, especially in hard-to-reach areas.
Известен способ (патент США N 4049053, кл. 166 - 249, 1977) повышения нефтеотдачи продуктивной залежи путем воздействия на призабойную зону пласта ультразвуковыми колебаниями, генерируемыми излучателем, расположенным в забое добывающей скважины. A known method (US patent N 4049053, CL 166 - 249, 1977) increase oil recovery productive deposits by exposure to the bottom zone of the formation by ultrasonic vibrations generated by the emitter located in the bottom of the producing well.
Недостатком этого способа является необходимость остановки добывающей скважины и прекращения нефтедобычи на время работы установленного в скважине излучателя ультразвуковых колебаний. The disadvantage of this method is the need to stop the producing well and stop oil production for the duration of the ultrasonic vibrations emitter installed in the well.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ (патент России N 2059801, кл. E 21 B 43/24, 1996) повышения нефтеотдачи, который заключается в совокупном тепловом и вибрационном воздействии на продуктивный пласт. The closest in technical essence to the proposed one is the method (Russian patent N 2059801, class E 21 B 43/24, 1996) of enhanced oil recovery, which consists in the combined thermal and vibration effects on the reservoir.
Согласно этому способу виброисточники размещают в нагнетательных скважинах с нанесенным на внешнюю сторону обсадных труб слоем редкоземельного элемента, обладающего магнитострикционными свойствами. Посредством этого вещества и виброисточников в широком диапазоне частот (от 60 Гц до 20 кГц) возбуждают упругие колебания. В то же время в породы пласта нагнетают теплоноситель с температурой не выше 80oC, в качестве которого используют водные растворы, содержащие активаторы (ПАВ - поверхностно-активные вещества, гидроокись натрия, метанол и др.).According to this method, vibration sources are placed in injection wells with a layer of a rare-earth element having magnetostrictive properties deposited on the outside of the casing. Through this substance and vibration sources in a wide frequency range (from 60 Hz to 20 kHz), elastic vibrations are excited. At the same time, a coolant with a temperature of not higher than 80 o C is injected into the formation rocks, which are used as aqueous solutions containing activators (surfactants - surfactants, sodium hydroxide, methanol, etc.).
Несмотря на то, что способ позволяет увеличить нефтеотдачу продуктивных пластов на 30 - 40% от первоначальной он имеет ряд недостатков. Despite the fact that the method allows to increase oil recovery of productive formations by 30 - 40% of the original, it has several disadvantages.
В частности, он требует подогрева (до 80oC) и активации нагнетаемой жидкости (добавки ПАВ, соединений натрия и метанола), что приводит к экономическим затратам, связанным с энергозатратами, энергопотерями и использованием активаторов нагнетаемой жидкости. Кроме того, в этом способе для генерирования упругих колебаний необходимо использовать редкоземельные элементы, что значительно удорожает способ.In particular, it requires heating (up to 80 o C) and activation of the injected fluid (surfactant additives, sodium compounds and methanol), which leads to economic costs associated with energy consumption, energy loss and the use of activators of the injected fluid. In addition, in this method, it is necessary to use rare earth elements to generate elastic vibrations, which significantly increases the cost of the method.
Целью изобретения является повышение нефтеотдачи продуктивных пластов. The aim of the invention is to increase oil recovery in reservoirs.
Поставленная цель достигается путем гидроакустической обработки продуктивных пластов через нагнетательные скважины. This goal is achieved by sonar treatment of productive formations through injection wells.
Способ осуществляется следующим образом. The method is as follows.
В забой нагнетательной скважины помещают гидродинамический излучатель упругих колебаний. В скважину закачивают воду (без активаторов и специального подогрева), необходимую для замещения нефти в продуктивном пласте и поддержания давления. При протекании воды через гидродинамический излучатель часть энергии потока воды преобразуется в упругие колебания в диапазоне частот от 1 до 45 кГц, которые воздействуют на нефтяной коллектор. A hydrodynamic emitter of elastic vibrations is placed in the bottom of the injection well. Water is pumped into the well (without activators and special heating) necessary to replace oil in the reservoir and maintain pressure. When water flows through a hydrodynamic emitter, part of the energy of the water stream is converted into elastic vibrations in the frequency range from 1 to 45 kHz, which act on the oil reservoir.
При этом происходит декольматация призабойной зоны нагнетательной скважины, высвобождение капиллярно защемленной нефти, а также нарушение динамического равновесия на границе вода - нефть, что приводит к выравниванию фронта замещения нефти водой и повышению на 10 - 90% нефтеотдачи продуктивных пластов. In this case, the decolmation of the bottom-hole zone of the injection well, the release of capillary trapped oil, as well as the disturbance of the dynamic equilibrium at the water-oil interface occurs, which leads to the equalization of the oil-water replacement front and an increase in oil recovery by 10 - 90%.
Для определения эффективности предлагаемого способа проведены экспериментально-производственные работы на Северо-Тетеревской залежи и южной части Восточно-Тетеревской залежи Мортымья-Тетеревского месторождения АО ЛУКойл - Урайнефтегаз. To determine the effectiveness of the proposed method, experimental and production work was carried out on the North-Teterevskaya deposit and the southern part of the East-Teterevskaya deposit of the Mortymya-Teterevskoye field of AO LUKoil-Uraineftegaz.
Пример 1. Район работ - Северо-Тетеревская залежь, нагнетательные скважины NN 1416 и 377P. Example 1. The area of work is the North Teterevskaya deposit, injection wells NN 1416 and 377P.
В начале работ замеряют среднесуточную добычу нефти по залеже (28,8 тонн/сутки) и среднесуточный объем нагнетаемой жидкости в скважины (по 26,3 м3/сутки). Затем в забой этих скважин устанавливают гидродинамические излучатели и закачивают воду в тех же объемах. При этом возбуждаются упругие колебания частотой около 1 кГц.At the beginning of the work, the average daily oil production in the reservoir (28.8 tons / day) and the average daily volume of injected fluid in the wells (26.3 m 3 / day) are measured. Then, hydrodynamic emitters are installed in the bottom of these wells and water is pumped in the same volumes. In this case, elastic vibrations with a frequency of about 1 kHz are excited.
Ежесуточно замеряют объемы добытых флюида и нефти по залеже. После стабилизации добычи суточный объем нефти составляет 31,68 тонны нефти в сутки. Daily measured volumes of produced fluid and oil in the reservoir. After stabilization of production, the daily oil volume is 31.68 tons of oil per day.
Сравнение результатов добычи нефти по залеже до и после гидроакустического воздействия на залежь показывает увеличение добычи нефти на 10%. Comparison of the results of oil production in the reservoir before and after sonar impact on the reservoir shows an increase in oil production by 10%.
Пример 2. Место выполнения эксперимента и порядок проведения работ те же, что и в примере 1. Example 2. The place of the experiment and the procedure for the work are the same as in example 1.
В начале работ добыча нефти по залеже составляет 28,7 тонны в сутки. Расход нагнетаемой в каждую скважину воды равняется 38,2 м3/сутки, что обеспечивает возбуждение упругих колебаний частотой около 24,8 кГц. После стабилизации нефтедобычи получают 40,2 тонны в сутки.At the beginning of the work, oil production in the reservoir is 28.7 tons per day. The flow rate of water injected into each well is 38.2 m 3 / day, which ensures the excitation of elastic vibrations with a frequency of about 24.8 kHz. After stabilization of oil production receive 40.2 tons per day.
Увеличение добычи нефти по залеже достигает 40%. The increase in oil production in the reservoir reaches 40%.
Пример 3. Место выполнения эксперимента и последовательность проведения работ те же, что в примере 1. Example 3. The place of the experiment and the sequence of work are the same as in example 1.
В начале работ добыча нефти по залеже составляет 39,8 тонн в сутки. Расход нагнетаемой в каждую скважину воды составляет 43,3 м3/сутки. Частота генерируемых упругих колебаний - 38 кГц. После стабилизации нефтедобычи получают 62,5 тонны нефти в сутки.At the beginning of the work, oil production in the reservoir is 39.8 tons per day. The flow rate of water injected into each well is 43.3 m 3 / day. The frequency of the generated elastic vibrations is 38 kHz. After stabilization of oil production, 62.5 tons of oil per day are obtained.
Увеличение добычи нефти по залеже достигает 57%. The increase in oil production in the reservoir reaches 57%.
Пример 4. Район экспериментов - южная часть Восточно-Тетеревской залежи, нагнетательные скважины NN 1068, 1062, 1052, 1053, 1054, 64P. Example 4. The experimental area is the southern part of the East Teterevskaya deposit, injection wells NN 1068, 1062, 1052, 1053, 1054, 64P.
В начале работ замеряют среднесуточную добычу нефти по залеже (112 тонн/сутки) и среднесуточный объем нагнетаемой жидкости в скважины (по 28,5 м3/сутки в каждую).At the beginning of the work, the average daily oil production in the reservoir (112 tons / day) and the average daily volume of injected fluid in the wells (28.5 m 3 / day each) are measured.
Затем в забой скважин устанавливают гидродинамические излучатели и закачивают воду в тех же объемах. При этом возбуждаются упругие колебания частотой 4,8 кГц. После стабилизации нефтедобычи получают 132,6 тонны нефти в сутки, т.е. на 18,4% больше, чем до гидродинамического воздействия. Then, hydrodynamic emitters are installed in the bottom of the wells and water is pumped in the same volumes. In this case, elastic vibrations with a frequency of 4.8 kHz are excited. After stabilization of oil production, 132.6 tons of oil per day are obtained, i.e. 18.4% more than before hydrodynamic effects.
Пример 5. Место выполнения эксперимента и порядок проведения работ те же, что в примере 4. Example 5. The place of the experiment and the procedure for the work are the same as in example 4.
Суточная добыча нефти по залеже до начала эксперимента - 98,3 тонны. Расход нагнетаемой в каждую скважину воды - 35 м3/сутки. Частота упругих колебаний - 14,8 кГц. После стабилизации нефтедобычи по залеже получают 160,2 тонны нефти в сутки.The daily oil production in the reservoir before the start of the experiment is 98.3 tons. The flow rate of water injected into each well is 35 m 3 / day. The frequency of elastic vibrations is 14.8 kHz. After stabilization of oil production in the reservoir, 160.2 tons of oil per day are obtained.
Увеличение добычи нефти по залеже составляет 63%. The increase in oil production in the reservoir is 63%.
Пример 6. Место и порядок проведения работ те же, что в примере 4. Example 6. The place and procedure for the work are the same as in example 4.
Суточная добыча нефти по залеже до начала эксперимента - 116,2 тонны в сутки. Расход нагнетаемой в каждую скважину воды - 46,3 м3/сутки. Частота упругих колебаний - 45 кГц. После стабилизации добычи получают 220,8 тонны нефти в сутки.The daily oil production in the reservoir before the start of the experiment is 116.2 tons per day. The flow rate of water injected into each well is 46.3 m 3 / day. The frequency of elastic vibrations is 45 kHz. After stabilizing production, 220.8 tons of oil per day are produced.
Увеличение добычи нефти по залеже достигает 90%. The increase in oil production in the reservoir reaches 90%.
Преимущества предлагаемого способа следующие. The advantages of the proposed method are as follows.
Предлагаемый способ позволяет получить значительный экономический эффект за счет повышения нефтеотдачи по залеже до 90%; использования в качестве жидкости, нагнетаемой в скважины, воды без активаторов и не требующей подогрева; возбуждения упругих колебаний гидродинамическим излучателем, который приводится в действие потоком нагнетаемой воды и в отличие от всех существующих методов не требует подвода электроэнергии и источников питания. The proposed method allows to obtain a significant economic effect by increasing oil recovery in the reservoir up to 90%; use as a liquid pumped into wells, water without activators and not requiring heating; excitation of elastic vibrations by a hydrodynamic emitter, which is driven by a stream of injected water and, unlike all existing methods, does not require the supply of electricity and power sources.
Технические преимущества способа следующие: технически легко осуществим в любых районах, в том числе в труднодоступных; высокая мобильность; не требует непрерывного обслуживания и частых контрольно-ревизионных работ; не требует дополнительных контрольно-измерительных приборов. The technical advantages of the method are as follows: technically easy to implement in any areas, including inaccessible; high mobility; does not require continuous maintenance and frequent audit work; It does not require additional instrumentation.
Литература
1. Джамалаев И. и др. Вытеснение нефти тепловой оторочкой, Нефтяник, N 2, 1977.Literature
1. Dzhamalaev I. et al. Oil displacement by thermal rim, Neftyanik, N 2, 1977.
2. Авторское свидетельство СССР N 599576, кл. E 21 B 43/24, 1992. 2. USSR author's certificate N 599576, cl. E 21 B 43/24, 1992.
3. Авторское свидетельство СССР N 1144448, кл. E 21 B 43/24, 1994. 3. Copyright certificate of the USSR N 1144448, cl. E 21 B 43/24, 1994.
4. Авторское свидетельство CCCP N 173171, кл. E 21 B 43/27, 1965. 4. Copyright certificate CCCP N 173171, cl. E 21 B 43/27, 1965.
5. Патент США N 4049053, кл. 166 - 249, 1988. 5. US patent N 4049053, CL. 166 - 249, 1988.
6. Патент России N 2059801, кл. E 21 B 43/24, 1996. 6. Patent of Russia N 2059801, cl. E 21 B 43/24, 1996.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96118034A RU2122109C1 (en) | 1996-09-10 | 1996-09-10 | Method of increasing oil recovery |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96118034A RU2122109C1 (en) | 1996-09-10 | 1996-09-10 | Method of increasing oil recovery |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2122109C1 true RU2122109C1 (en) | 1998-11-20 |
| RU96118034A RU96118034A (en) | 1999-01-20 |
Family
ID=20185295
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96118034A RU2122109C1 (en) | 1996-09-10 | 1996-09-10 | Method of increasing oil recovery |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2122109C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2001075267A1 (en) * | 2000-01-13 | 2001-10-11 | Viktor Sergeevich Podobed | Method for extracting oil |
| RU2789492C1 (en) * | 2022-09-28 | 2023-02-03 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки "Федеральный исследовательский центр "Казанский научный центр Российской академии наук" | Method for generating and modulating pressure waves in an injection wellbore and a device for its implementation |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2637009C2 (en) * | 2016-02-02 | 2017-11-29 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Казанский научный центр Российской академии наук | Method and device of jet parametrical gun with two toroidal chambers for pressure waves generating and modulating in the injection well hole |
-
1996
- 1996-09-10 RU RU96118034A patent/RU2122109C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Гадиев С.М. Использование вибраций в добыче нефти. - М.: Недра, 1977, с.49. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2001075267A1 (en) * | 2000-01-13 | 2001-10-11 | Viktor Sergeevich Podobed | Method for extracting oil |
| RU2789492C1 (en) * | 2022-09-28 | 2023-02-03 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки "Федеральный исследовательский центр "Казанский научный центр Российской академии наук" | Method for generating and modulating pressure waves in an injection wellbore and a device for its implementation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| SU1082332A3 (en) | Method for working oil deposits | |
| RU2231631C1 (en) | Method of development of an oil pool | |
| PL172108B1 (en) | Method of winning gas from fluid containing deposits | |
| RU2357073C2 (en) | Method of development of mineral deposits extracted through wells | |
| US4072191A (en) | Fire floor process | |
| RU2122109C1 (en) | Method of increasing oil recovery | |
| RU2135750C1 (en) | Method for developing oil-gas deposit with application of hydraulic fracturing of bed | |
| RU2377398C1 (en) | Method of hydrocarbone field development | |
| HU213806B (en) | Process for extracting hidrocarbons from subterranean formations | |
| RU2612693C1 (en) | Method to reduce water inflow in production wells without lifting of downhole pumping equipment | |
| RU2085721C1 (en) | Method for treating down-hole zone of bed | |
| US3386512A (en) | Method for insulating oil wells | |
| RU2205950C1 (en) | Method of treatment of producing carbonate formation | |
| RU2117141C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2193649C2 (en) | Method of oil pool development | |
| SU1206431A1 (en) | Method of isolating bottom water in oil well | |
| RU2283945C1 (en) | Method for hydrocarbon deposit development at later stage | |
| RU2215126C2 (en) | Method of recovery and maintenance of well productivity | |
| RU2224097C1 (en) | Hydrocarbon deposit development method in the mode of multidimensional instability | |
| RU2230894C1 (en) | Method for extraction of oil reservoir | |
| RU2143552C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole formation zone of injection wells | |
| RU2209953C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2286445C1 (en) | Method for highly-viscous oil or bitumen deposit development | |
| RU2184842C2 (en) | Method of oil pool development | |
| SU1696683A1 (en) | Method of acid treatment of face zone of encroached oil pool |