SU1723314A1 - Method for thermal treatment of hydrocarbon pool - Google Patents
Method for thermal treatment of hydrocarbon pool Download PDFInfo
- Publication number
- SU1723314A1 SU1723314A1 SU894739876A SU4739876A SU1723314A1 SU 1723314 A1 SU1723314 A1 SU 1723314A1 SU 894739876 A SU894739876 A SU 894739876A SU 4739876 A SU4739876 A SU 4739876A SU 1723314 A1 SU1723314 A1 SU 1723314A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- viscosity
- solvent
- reservoir
- oil
- injection
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 16
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 16
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 6
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 title 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 29
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 11
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 claims abstract description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 2
- 239000011877 solvent mixture Substances 0.000 abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 230000002226 simultaneous effect Effects 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 210000002105 tongue Anatomy 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечени высоков зких углеводородов . Цепь - повышение эффективности способа при воздействии на залежь, содержащую высоков зкую или битуминозную нефть. Дл этого ведут закачку в пласт рас- . творител или смеси растворителей. Одно- временно ведут обработку пласта высокочастотным электромагнитным полем . После достижени температуры на забое нагнетательной скважины, при которой в зкость нефти не превышает в зкости растворител более, чем в дес ть раз, обработку прекращают. 1 з.п.ф-лы.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for extracting high viscosity hydrocarbons. Chain - increasing the efficiency of the method when exposed to a reservoir containing high-viscosity or bituminous oil. For this purpose, injection is carried out into the reservoir. solvent or solvent mixture. At the same time, the formation is treated with a high-frequency electromagnetic field. After reaching the temperature at the bottom of the injection well, at which the oil viscosity does not exceed the viscosity of the solvent more than ten times, the treatment is stopped. 1 hp ff.
Description
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечени высоков зких углеводородов.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for extracting high viscosity hydrocarbons.
Известны способы разработки углеводородных залежей, включающие закачку смешивающих агентов, например растворителей / : .Known methods for the development of hydrocarbon deposits, including the injection of mixing agents, such as solvents /:.
Недостатком этих способов вл етс их низка эффективность при разработке залежей с высоков зкими нефт ми и битумами в св зи с малой подвижностью или неподвижностью последних, обусловленной их высокой в зкостью, вследствие чего растворитель прорываетс в виде зыков к эксплуатационным скважинам и не охватывает вытеснением большую часть пластовых углеводородов.The disadvantage of these methods is their low efficiency in the development of deposits with highly viscous oils and bitumens due to the low mobility or immobility of the latter, due to their high viscosity, as a result of which the solvent breaks in the form of tongues to production wells and does not displace most of them. reservoir hydrocarbons.
Известен также способ теплового воздействи на залежи, содержащие высоков зкие нефти и битумы, в сочетании с закачкой какого-либо агента или без него (закачка гор чей воды или пара, создание очага горени и различные виды прогреваThere is also a known method of thermal exposure of deposits containing high-viscous oils and bitumens, in combination with the injection of any agent or without it (injection of hot water or steam, the creation of a source of combustion and various types of heating
пласта, осуществл емые как правило через эксплуатационные скважины дл увеличени притока нефти).reservoirs, usually through production wells to increase oil flow).
Однако данный способ имеют общий недостаток, сдерживающий их применение: потери тепла настолько велики, что воздействие распростран етс не более, чем на призабойные области скважин.However, this method has a common drawback that inhibits their use: the heat loss is so great that the impact does not extend to more than the bottom hole areas.
Наиболее близким к предлагаемому вл етс способ, прудусматривающий закачку в пласт растворител или смеси растворителей в сочетании с тепловым воздействием . На забой нагнетательной скважины сначала закачивают воду, а вслед за ней выше ее уровн - растворитель. В результате образуетс двухслойна система жидкостей в стволе скважин. После введени в воду металлического натри происходит химическа реакци с выделением тепла, которым и нагреваетс растворитель. Последний при этом служит разжижающим реагентом, а его предварительный нагрев способствует усилению эффекта снижени в зкости нефти.Closest to the present invention is a method that pruduyuschem injection into the reservoir of a solvent or mixture of solvents in combination with thermal effects. At the bottom of the injection well, water is first pumped, and after it, the solvent is above its level. As a result, a two-layer fluid system is formed in the wellbore. After the introduction of metallic sodium into water, a chemical reaction occurs with the evolution of heat, which is used to heat the solvent. In this case, the latter serves as a diluting agent, and its preheating enhances the effect of reducing the viscosity of the oil.
(Л(L
СWITH
vi гоvi go
CJCJ
соwith
таthat
ь.s
Недостатком указанного способа вл етс его невысока эффективность при осуществлении экзотермической химической реакции и низкий коэффициент извлечени углеводородов в св зи с необходимостью одновременного использовани закачки воды . Кроме того, получаемое тепло, локализованное областью забо скважины, быстро поглощаетс скелетом nnacja за счет теплопроводности , а часть сразу же тер етс не- избежным нагревом воды и ствола скважины. Менее эффективным известный способ вл етс дл залежей, содержащих высоков зкие или битуминозные нефти.The disadvantage of this method is its low efficiency in carrying out an exothermic chemical reaction and the low recovery rate of hydrocarbons due to the need to simultaneously use water injection. In addition, the heat generated, localized by the downhole area, is quickly absorbed by the nnacja skeleton due to thermal conductivity, and some is immediately lost by the inevitable heating of the water and the wellbore. A less effective method is known for deposits containing high viscosity or bituminous oils.
Целью изобретени вл етс повыше- ние эффективности способа теплового воздействи дл залежей, содержащих высоков зкую или битуминозную нефть.The aim of the invention is to increase the efficiency of the heat treatment method for deposits containing high viscosity or bituminous oil.
Поставленна цель достигаетс тем, что в способе теплового воздействи на углево- дородную залежь, предусматривающем закачку растворител или смеси растворителей, одновременно с закачкой растворител ведут обработку пласта высокочастотным электромагнитным полем до до- стижени температуры на забое нагнетательной скважины,при которой в зкость нефти не превышает в зкости растворител более, чем в дес ть раз. , /The goal is achieved by the fact that in the method of thermal impact on the hydrocarbon reservoir, which involves the injection of a solvent or solvent mixture, simultaneously with the injection of the solvent, the formation is treated with a high-frequency electromagnetic field until the bottom hole of the injection well, at which the viscosity of the oil does not exceed solvent viscosity more than ten times. , /
Указанна цель также достигаетс тем.что обработку высокочастотным электромагнитным полем провод т циклически после снижени температуры не ниже пластовой.This goal is also achieved in that the treatment with a high-frequency electromagnetic field is carried out cyclically after the temperature has decreased not lower than the formation one.
Способ осуществл етс следующим образом .The method is carried out as follows.
В углеводородном пласте, содержащем высоков зкую или битуминозную нефть, создают высокочастотное электромагнитное поле с помощью расположенного в нагнетательной скважине (или поверхностного) излучател в широком диапазоне частот от 500 кГц до 3 МГц. Одновременно в скважину закачивают растворитель, который вытесн ет углеводороды с забо скважины в пласт и смешива- етс с ними. В результате воздействи на пласт извлечением электромагнитной энергией пласт нагреваетс и в зкость насыщенного углеводорода снижаетс . Обработку ВЧ электромагнитным полем ве- дут до тех пор, пока температура на забое скважины не достигнет значени , при котором в зкость нефти соответствует (становитс одного пор дка, т.е. не превышает более чем в дес ть раз) в зкости раствори- тел . Это значение температуры определ ют предварительно экспериментальным или расчетным путем. Затем воздействие ВЧ электромагнитным полем прекращают, продолжа закачку растворител в объеме,In a hydrocarbon reservoir containing high-viscosity or bituminous oil, a high-frequency electromagnetic field is created by means of a radiator located in the injection well (or surface) in a wide frequency range from 500 kHz to 3 MHz. At the same time, a solvent is pumped into the well, which displaces hydrocarbons from the bottom of the well into the formation and mixes with them. As a result of exposure to the formation by extraction of electromagnetic energy, the formation is heated and the viscosity of the saturated hydrocarbon is reduced. The treatment of the high-frequency electromagnetic field is carried out until the bottom-hole temperature reaches a value at which the oil viscosity corresponds (becomes one order, i.e. does not exceed more than ten times) the viscosity of the solvents . This temperature value is determined previously by experiment or by calculation. Then the exposure to the RF electromagnetic field is stopped, continuing the injection of the solvent in volume,
необходимом дл полного извлечени нефти из пласта. При этом температура на забое скважины становитс более низкой и когда она снижаетс до пластовой, то обработку ВЧ полем возобновл ют. Количество циклов зависит от объема заканчиваемого растворител , который в дальнейшем может замещатьс другим, более дешевым агентом, например попутным нефт ным газом.necessary for complete recovery of oil from the reservoir. At the same time, the temperature at the bottom of the well becomes lower and when it drops to the reservoir, the treatment of the high-frequency field is resumed. The number of cycles depends on the volume of the solvent to be completed, which can later be replaced by another, cheaper agent, for example, associated petroleum gas.
П р и м е р 1. Продуктивный пласт, содержащий высоков зкую нефть с в зкостью при пластовой температуре 15°С в пределах 710 ПА с, подвергали высокочастотному электромагнитному (ВЧ ЭМ) воздействию в диапазоне частот 13,56 МГц путем ввода ВЧ ЭМ энергии в пласт через нагнетательную скважину. Эффективна толщина пласта 6-8 м, глубина залегани 80-100 м, пористость 0,25, проницаемость 0,43. Мощность ВЧ генератора 3060 кВт. Одновременно в скважину закачивали растворитель - широкую фракцию легких углеводородов (СА Се) в зкостью 2,3 МПа-с. Предварительными экспериментами установлено , что дл снижени в зкости нефти значени 3-8 МПа с необходима температура 120-125°С.Example 1. A reservoir containing high-viscosity oil with a viscosity at a reservoir temperature of 15 ° C within 710 PA s was subjected to a high-frequency electromagnetic (HF EM) effect in the 13.56 MHz frequency range by introducing HF EM energy into the reservoir through the injection well. The effective thickness of the layer is 6-8 m, the depth is 80-100 m, the porosity is 0.25, the permeability is 0.43. The power of the RF generator is 3060 kW. At the same time, a solvent was pumped into the well — a broad fraction of light hydrocarbons (CA Ce) with a viscosity of 2.3 MPa-s. Preliminary experiments have shown that a temperature of 120-125 ° C is required to reduce the viscosity of oil to 3-8 MPa.
П р и м е р 2. Экспериментально и расчетным путем установили, что наиболее оптимальный объем (с .точки зрени рентабельности при достижении заданной эффективности) растворител дл закачки в пласт (см. пример 1) составл ет 12-15% по- рового объема. Обработку ВЧ ЭМ полем вели до достижени на забое скважины температуры 125°С. При этом закачали около одной трети запланированного объема растворител . При дальнейшей закачке последнего температура на забое скважины снижалась и после того, как она упала до начальной пластовой (15°С), обработку восстановили . Всего провели три таких цикла. За это врем в пласт закачали 1200 м растворител , что составило 15% порового объема пласта. После чего в пласт нагнетали попутный газ до полного извлечени нефти. Коэффициент извлечени углеводородов составил 73%.EXAMPLE 2. Experimentally and by calculation, it was found that the most optimal volume (from the point of view of profitability at achieving a given efficiency) of the solvent for injection into the reservoir (see example 1) is 12-15% of the gross volume . The treatment with the high-frequency electromagnetic field was carried out before reaching the bottom hole temperature of 125 ° C. At the same time about one third of the planned volume of solvent was pumped. With further injection of the latter, the temperature at the bottom of the well decreased and after it fell to the initial reservoir (15 ° C), the treatment was restored. Just spent three such cycles. During this time, 1200 m of solvent was pumped into the formation, which amounted to 15% of the pore volume of the reservoir. After that, associated gas was injected into the formation until oil was completely removed. The recovery rate of hydrocarbons was 73%.
Использование предлагаемого способа по сравнению с известными позволит повысить коэффициент извлечени углеводородов на 10-12%, повысить коэффициент охвата залежи вытесн ющим агентом за счет выравнивани в зкости нефти и растворител на фронте вытеснени , после закачки 10-15% порового объема растворител перейти на вытеснение более дешевым агентом, например попутным нефт ным газом или водой.The use of the proposed method in comparison with the known ones will allow to increase the recovery rate of hydrocarbons by 10-12%, increase the coverage ratio of the reservoir by the displacing agent by equalizing the viscosity of the oil and solvent at the displacement front, after injection of 10-15% of the pore volume of the solvent, switch to displacement of more cheap agent, for example, associated petroleum gas or water.
Кроме того, предлагаемый способ позволит максимально использовать получаемую тепловую энергию, в том числе на прогрев растворител , нагнетаемого в скважину , вести разработку на месторождени х с малоподвижными (и неподвижными при пластовых температурах и воздаваемых перепадах давлени ) углеводородами за счет одновременно действующих эффектов прогрева залежи и флюидов и растворени углеводородов на фронте вытеснени , значительно уменьшить потери вводимого в пласт тепла за счет смешиваемого вытеснени растворителем и конвективно-диффузионного переноса тепла.In addition, the proposed method will maximize the use of thermal energy, including the heating of the solvent injected into the well, to develop in fields with slow-moving (and stationary at reservoir temperatures and recovered pressure drops) hydrocarbons due to the simultaneous effects of warming the reservoir and fluids and dissolving hydrocarbons at the extrusion front, significantly reduce the loss of heat introduced into the reservoir due to miscible displacement of the solvent and convective iffuzionnogo heat transfer.
Формул а изобретени 1. Способ теплового воздействи на углеводородную залежь, предусматриваю0Formula 1 of the invention 1. Method of thermal effect on a hydrocarbon reservoir, provided for
щий закачку в пласт растворител или смеси растворителей, отличающийс тем, что, с целью повышени эффективности способа при воздействии на залежь, содержащую высоков зкую или битуминозную нефть, одновременно с закачкой растворител ведут обработку пласта высокочастотным электромагнитным полем до достижени температуры на забое нагнетательной скважины , при которой в зкость нефти не превышает в зкости растворител более чем в дес ть раз.injection of a solvent or solvent mixture into the reservoir, characterized in that, in order to increase the efficiency of the process, when a reservoir containing high-viscosity or bituminous oil is applied, the reservoir is treated with a high-frequency electromagnetic field simultaneously with the injection of the solvent until the bottom hole temperature of the injection well is reached the viscosity of the oil does not exceed the viscosity of the solvent more than ten times.
2. Способ по п. 1, о т л и ч а ю щ и и с тем, что обработку высокочастотным электромагнитным полем провод т циклически после снижени температуры не ниже пластовой .2. The method of claim 1, wherein the processing with the high-frequency electromagnetic field is carried out cyclically after the temperature has decreased not lower than the formation one.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU894739876A SU1723314A1 (en) | 1989-09-19 | 1989-09-19 | Method for thermal treatment of hydrocarbon pool |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU894739876A SU1723314A1 (en) | 1989-09-19 | 1989-09-19 | Method for thermal treatment of hydrocarbon pool |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1723314A1 true SU1723314A1 (en) | 1992-03-30 |
Family
ID=21470961
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU894739876A SU1723314A1 (en) | 1989-09-19 | 1989-09-19 | Method for thermal treatment of hydrocarbon pool |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1723314A1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8899321B2 (en) | 2010-05-26 | 2014-12-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of distributing a viscosity reducing solvent to a set of wells |
-
1989
- 1989-09-19 SU SU894739876A patent/SU1723314A1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Патент US № 4007791, кл. 166-300, опублик.1977, * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8899321B2 (en) | 2010-05-26 | 2014-12-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of distributing a viscosity reducing solvent to a set of wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2342955C (en) | Liquid addition to steam for enhancing recovery of cyclic steam stimulation or laser-css | |
| Butler et al. | Theoretical studies on the gravity drainage of heavy oil during in‐situ steam heating | |
| US4260018A (en) | Method for steam injection in steeply dipping formations | |
| CA1088861A (en) | Viscous oil recovery method | |
| US4444261A (en) | High sweep efficiency steam drive oil recovery method | |
| US8720547B2 (en) | Process for enhanced production of heavy oil using microwaves | |
| US20110174488A1 (en) | Accelerated start-up in sagd operations | |
| CA2720713C (en) | Method of separating hydrocarbons from oil rocks using ionic liquids | |
| US3964546A (en) | Thermal recovery of viscous oil | |
| CA1220415A (en) | High sweep efficiency steam drive oil recovery method | |
| US4469177A (en) | Recovery of viscous oil from asphaltic oil-containing formations | |
| US4249604A (en) | Recovery method for high viscosity petroleum | |
| US3707189A (en) | Flood-aided hot fluid soak method for producing hydrocarbons | |
| SU1723314A1 (en) | Method for thermal treatment of hydrocarbon pool | |
| CA2898065C (en) | Pressure cycling with mobilizing fluid circulation for heavy hydrocarbon recovery | |
| RU2310744C1 (en) | Method for heavy and/or highly-viscous hydrocarbon production from underground deposit | |
| CA3020010C (en) | Sagd operations with injection of water wetting agents | |
| Liu | Explanation of heavy oil development technology | |
| RU2225942C1 (en) | Method for extraction of bituminous deposit | |
| RU2736021C1 (en) | Method of controlling coverage of a formation by gas-cyclic pumping carbon dioxide at supercritical conditions to a production well using foam systems | |
| Das et al. | Extraction of heavy oil and bitumen using vaporized hydrocarbon solvents | |
| CA1041419A (en) | In-situ combustion method for the recovery of hydrocarbons | |
| RU2501941C2 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2144135C1 (en) | Method increasing productivity of oil well | |
| CA3010978C (en) | Processes for effecting hydrocarbon production from reservoirs having a low permeability zone by cooling and heating |