RU2688713C1 - Method for development of super-viscous oil deposit by steam-gravity drainage together with solvent - Google Patents
Method for development of super-viscous oil deposit by steam-gravity drainage together with solvent Download PDFInfo
- Publication number
- RU2688713C1 RU2688713C1 RU2018127475A RU2018127475A RU2688713C1 RU 2688713 C1 RU2688713 C1 RU 2688713C1 RU 2018127475 A RU2018127475 A RU 2018127475A RU 2018127475 A RU2018127475 A RU 2018127475A RU 2688713 C1 RU2688713 C1 RU 2688713C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- solvent
- injection
- oil
- temperature
- Prior art date
Links
- 239000002904 solvent Substances 0.000 title claims abstract description 117
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 37
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 37
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 26
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 26
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 26
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 9
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 claims description 3
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 abstract description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005457 optimization Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 32
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 30
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 11
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 239000012261 resinous substance Substances 0.000 description 3
- 239000011877 solvent mixture Substances 0.000 description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 description 1
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам разработки месторождения сверхвязкой нефти (СВН) тепловыми методами с использованием водяного пара и растворителей.The invention relates to methods for the development of deposits of super-viscous oil (EHE) thermal methods using water vapor and solvents.
Известен способ извлечения вязкой нефти с повышенным содержанием асфальтеновых компонентов (патент США №4469177, МПК Е21В 43/24, опубл. 04.09.1984). Способ включает закачку в пласт ароматического растворителя, содержащего 45-60% фенолов, карбоновых кислот и их ангидридов последовательно с закачкой пара, с одновременным отбором продукции при продолжающейся закачке пара.There is a method of extracting a viscous oil with a high content of asphaltene components (US patent No. 4469177, IPC E21V 43/24, publ. 04.09.1984). The method involves the injection into the reservoir of an aromatic solvent containing 45-60% of phenols, carboxylic acids and their anhydrides sequentially with steam injection, with simultaneous selection of products with continued steam injection.
Недостатком способа является то, что последовательная закачка растворителя и пара менее эффективна, чем их совместная закачка. Кроме того, растворитель, содержащий фенол, не соответствует требованиям экологической безопасности.The disadvantage of this method is that the sequential injection of solvent and steam is less effective than their joint injection. In addition, the solvent containing phenol does not meet the requirements of environmental safety.
Известен способ разработки залежи тяжелой нефти и природных битумов (патент Канады №2342955, МПК Е21В 43/24, опубл. 04.10.2002). Способ включает закачку пара, создание паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции. Процесс дополнительно включает циклическое чередование совместной закачки пара и углеводородного растворителя.There is a method of developing deposits of heavy oil and natural bitumen (Canadian Patent No. 2342955, IPC Е21В 43/24, publ. 10/4/2002). The method includes the injection of steam, the creation of a steam chamber, the joint injection of steam and a hydrocarbon solvent and the selection of products. The process further includes cyclically alternating the co-injection of steam and hydrocarbon solvent.
По данному способу не контролируется температура паровой камеры. Кроме того, при закачке не учитывается фазовое состояние растворителя в пластовых условиях, приводится только температура кипения растворителей в поверхностных условиях. Еще одним недостатком способа является применение парафиновых углеводородных растворителей, которые способны вызвать осаждение асфальтосмолистых веществ при взаимодействии с тяжелой и сверхвязкой нефтью.In this method, the temperature of the steam chamber is not controlled. In addition, during injection, the phase state of the solvent under reservoir conditions is not taken into account, only the boiling point of solvents under surface conditions are given. Another disadvantage of this method is the use of paraffinic hydrocarbon solvents, which are capable of causing sedimentation of asphalt-resin substances when interacting with heavy and super-viscous oil.
Все эти факторы обуславливают низкую эффективность нефтеизвлечения тяжелой и сверхвязкой нефти по данному способу.All these factors cause the low oil recovery efficiency of heavy and super-viscous oil in this method.
Наиболее близок к предлагаемому способ разработки залежей тяжелой и сверхвязкой нефти (патент РФ №2387818, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.04.2010), включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар/углеводородный растворитель, отбор продукции.Closest to the proposed method of developing deposits of heavy and ultra-viscous oil (RF patent №2387818, IPC Е21В 43/24, publ. 04/27/2010), including steam injection into the reservoir, heating the reservoir with the creation of a steam chamber, combined injection of steam and hydrocarbon solvent with maintaining the temperature in the steam chamber not lower than the phase transition temperature of the vapor / hydrocarbon solvent mixture, product selection.
Недостатком способа является то, что при совместной закачке растворителя и пара, несмотря на то, что осуществляется поддержка температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар/углеводородный растворитель, при этом не контролируется соотношение количества растворителя и пара. При большом избытке объема закачиваемого пара происходит его прорыв в добывающую скважину, что может привести к выходу из строя насосного оборудования и снижению эффективности процесса нефтеизвлечения в целом. При недостаточном объеме пара закачиваемый растворитель не прогревается до температуры паровой камеры, из-за этого происходит снижение эффективности парогравитационного дренирования нефти совместно с растворителем.The disadvantage of this method is that with joint injection of solvent and steam, despite the fact that the temperature in the steam chamber is maintained not lower than the phase transition temperature of the vapor / hydrocarbon solvent mixture, the ratio of solvent and steam is not controlled. With a large excess of the volume of the injected steam, it breaks into the production well, which can lead to failure of pumping equipment and reduce the efficiency of the oil recovery process as a whole. In case of insufficient steam volume, the injected solvent does not warm up to the temperature of the steam chamber, because of this, the efficiency of the steam and gravity drainage of oil together with the solvent decreases.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности извлечения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем и сокращение материальных затрат при совместной закачке углеводородного растворителя и пара за счет регулирования соотношения углеводородного растворителя и пара.An object of the invention is to increase the efficiency of extraction of ultra-viscous oil by the method of steam and gravity drainage in conjunction with the solvent and reduce material costs during the joint injection of a hydrocarbon solvent and steam by controlling the ratio of hydrocarbon solvent and steam.
Техническая задача решается способом разработки месторождения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем, включающим закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку углеводородного растворителя и пара с поддержкой температуры в паровой камере, отбор продукции.The technical problem is solved by a method of developing an extra-viscous oil field using the steam-gravity drainage method together with a solvent, including steam injection into the formation, heating the formation with the creation of a steam chamber, joint injection of a hydrocarbon solvent and steam with maintaining the temperature in the steam chamber, product selection.
Новым является то, что осуществляют совместную закачку углеводородного растворителя и пара, при массовом соотношении углеводородного растворителя и пара, равном 1:(2,2-10,9), в зависимости от содержания в растворителе ароматической фракции.New is that they carry out the joint injection of a hydrocarbon solvent and steam, with a mass ratio of hydrocarbon solvent and steam equal to 1: (2.2-10.9), depending on the content in the solvent of the aromatic fraction.
Сущность изобретения.The essence of the invention.
Основные трудности при добыче сверхвязкой нефти связаны с аномально высокой вязкостью нефти в пластовых условиях. Вязкость СВН значительно снижается с увеличением температуры. Среди тепловых методов извлечения нетрадиционных запасов нефти выделяется метод парогравитационного дренажа. Этот способ воздействия предполагает нагнетание пара в нагнетательную горизонтальную скважину, после чего нагретая нефть со сниженной вязкостью стекает к горизонтальной добывающей скважине. Расширением этого метода является совместная закачка пара и углеводородного парообразного растворителя. Парообразный растворитель медленно поднимается вверх, формируя паровую камеру в основной части продуктивной залежи над нагнетательной скважиной. Парообразный растворитель смешивается с СВН на поверхности раздела растворитель/нефть, после чего происходит диффузия пара в общую массу СВН.The main difficulties in the extraction of super-viscous oil are associated with abnormally high viscosity of oil in reservoir conditions. EHV viscosity decreases significantly with increasing temperature. Among thermal methods for extracting unconventional oil reserves, the method of steam and gravitational drainage stands out. This method of action involves the injection of steam into an injection horizontal well, after which the heated oil with reduced viscosity flows to a horizontal production well. An extension of this method is the joint injection of steam and hydrocarbon vaporous solvent. The vaporous solvent slowly rises, forming a vapor chamber in the main part of the productive reservoir above the injection well. The vaporous solvent is mixed with the SHN at the solvent / oil interface, after which the steam is diffused into the total weight of the SHN.
Совместная закачка пара и углеводородного парообразного растворителя ведет к повышению эффективности извлечения сверхвязкой нефти.Joint injection of steam and hydrocarbon vaporous solvent leads to increased efficiency in extracting super-viscous oil.
Для повышения эффективности применения метода парогравитационного дренирования совместно с растворителем необходимо учитывать совместимость сверхвязкой нефти и растворителя, а также термодинамические условия применения метода в целом, такие как режимы давления и температуры в пласте и тепловой баланс процесса теплообмена между паром и растворителем при совместной закачке в пласт.To increase the efficiency of using the steam and gravity drainage method together with the solvent, it is necessary to take into account the compatibility of super-viscous oil and solvent, as well as the thermodynamic conditions for applying the method as a whole, such as pressure and temperature conditions in the reservoir and heat balance between the steam and solvent heat exchange during joint injection.
При закачке жидкого растворителя необходимо создать такие пластовые условия, чтобы углеводородный растворитель находился в паровой камере в парообразном состоянии. Для этого количество тепла, поступающего в пласт за счет закачки пара, должно быть достаточным, чтобы прогреть холодный жидкий растворитель до парообразного состояния до достижения им паровой камеры и поддерживать температуру в самой паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар/углеводородный растворитель. Поэтому регулируют соотношение количества закачиваемого растворителя и пара, при котором эффективность применения данного растворителя повышается.When pumping a liquid solvent, it is necessary to create such reservoir conditions so that the hydrocarbon solvent is in the vapor chamber in the vapor state. To do this, the amount of heat entering the reservoir due to steam injection should be sufficient to heat the cold liquid solvent to a vapor state until it reaches the steam chamber and maintain the temperature in the steam chamber itself not lower than the phase transition temperature of the vapor / hydrocarbon solvent mixture. Therefore, regulate the ratio of the amount of injected solvent and steam, in which the effectiveness of this solvent increases.
С целью создания этих условий проводят расчет теплового баланса при закачке холодного жидкого углеводородного растворителя и пара. В качестве растворителя в расчетах использовался бензол, относящийся к ароматическим углеводородам. Бензол является основным компонентом алкилбензольных и ароматических углеводородных растворителей, признанных наиболее подходящими растворителями для совместного применения с тепловым воздействием на основе наших ранее проведенных исследований. Высокая вязкость СВН обусловлена повышенным содержанием в этой нефти смол и асфальтенов в виде сложных ассоциатов. Доля ароматического углерода в асфальтено-смолистых веществах (АСВ) высока, поэтому они лучше растворяются в ароматических растворителях и их производных, содержащих в своем составе от 16 до 80% ароматической фракции. Предварительно при проверке на совместимость растворителя и СВН исследуют возможность выпадения асфальтено-смолистых веществ в избытке растворителя. Растворители, в которых происходит выпадение в осадок асфальтено-смолистых веществ, не пригодны для применения при паротепловом воздействии, потому что выпавший осадок АСВ закупоривает поры пласта и снижает его проницаемость.In order to create these conditions, the heat balance is calculated when injecting cold liquid hydrocarbon solvent and steam. As a solvent in the calculations used benzene, related to aromatic hydrocarbons. Benzene is the main component of alkyl benzene and aromatic hydrocarbon solvents, recognized as the most suitable solvents for combined use with thermal effects on the basis of our previous studies. The high viscosity of EHR is due to the increased content of resins and asphaltenes in this oil in the form of complex associates. The share of aromatic carbon in asphaltene-resinous substances (ACB) is high, so they dissolve better in aromatic solvents and their derivatives, containing from 16 to 80% of the aromatic fraction. Previously, when checking for compatibility of the solvent and EHE, the possibility of asphaltene-resinous substances precipitating in an excess of solvent is investigated. Solvents in which asphaltene-resinous substances are precipitated are not suitable for use in steam-thermal exposure, because the deposited sediment of ACB clogs the pores of the formation and reduces its permeability.
Тепловой баланс рассчитывают по данным материального баланса с учетом тепловых эффектов химических реакций и физических превращений (испарение, конденсация и т.п.). Чтобы не происходило непроизводительного расхода пара, количество тепла (Qпр), поступающего в пласт с закачкой высокотемпературного пара, должно равняться количеству тепла, необходимого для поддержания температуры в созданной паровой камере, и количеству тепла, необходимого для нагрева закачиваемого холодного жидкого растворителя до парообразного состояния (Qpacx):The heat balance is calculated according to the material balance taking into account the thermal effects of chemical reactions and physical transformations (evaporation, condensation, etc.). In order to avoid unproductive steam consumption, the amount of heat (Q ol ) entering the reservoir with injection of high-temperature steam must be equal to the amount of heat needed to maintain the temperature in the created steam chamber and the amount of heat required to heat the injected cold liquid solvent to a vapor state (Q pacx ):
Количество тепла, поглощаемого или выделяемого веществами (пар, растворитель), участвующими в процессе теплообмена, рассчитывается по формуле:The amount of heat absorbed or emitted by substances (steam, solvent) involved in the heat exchange process is calculated by the formula:
где m - количество вещества (пар, растворитель), кг;where m is the amount of substance (vapor, solvent), kg;
Ср - удельная теплоемкость этого вещества, кДж/(кг°С);Ср - specific heat capacity of this substance, kJ / (kg ° С);
Δt- изменение температуры,°С.Δt is the temperature change, ° С.
При расчетах теплового баланса процесса закачки холодного жидкого растворителя в предварительно прогретый закачкой пара пласт были сделаны некоторые допущения. А именно учитывалось тепло, переданное от горячего пара холодному растворителю, и тепло для поддержания температуры паровой камеры, а потери тепла в пласте в расчет не брались.When calculating the heat balance of the process of pumping cold liquid solvent into the reservoir preheated by steam injection, some assumptions were made. Namely, the heat transferred from the hot steam to the cold solvent and heat to maintain the temperature of the steam chamber were taken into account, and heat loss in the reservoir was not taken into account.
В расчетах использованы следующие исходные данные:The following initial data were used in the calculations:
- температура закачиваемого пара - 210°С;- temperature of the injected steam - 210 ° C;
- начальная температура растворителя - 10°С;- the initial temperature of the solvent is 10 ° C;
- предельно допустимое снижение температуры паровой камеры (заданная температура) - 190°С;- the maximum allowable temperature reduction of the steam chamber (set temperature) - 190 ° C;
- удельная теплоемкость пара Срп=2,101 кДж/(кг°С);- the specific heat of steam Cp p = 2.101 kJ / (kg ° C);
- удельная теплоемкость жидкого бензола Срж=1,74 кДж/(кг°С);- the specific heat of liquid benzene Cf l = 1.74 kJ / (kg ° C);
- удельная теплоемкость парообразного бензола Срг=1,047 кДж/(кг°С);- specific heat of vaporous benzene Cp g = 1.047 kJ / (kg ° C);
- удельная теплота парообразования бензола λ=394 кДж/(кг°С).- specific heat of vaporization of benzene λ = 394 kJ / (kg ° C).
Результаты расчета теплового баланса процесса разработки месторождения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем приведены в таблице 1.The results of the calculation of the heat balance of the process of developing an extra-viscous oil field using the steam-gravity drainage method together with the solvent are shown in Table 1.
Из условия материального баланса расчеты велись на 1 кг пара. На первом этапе рассчитывают количество тепла, поступающего в пласт за счет закачки пара с температурой 210°С (пункт 1 в таблице 1).From the condition of material balance calculations were carried out on 1 kg of steam. At the first stage, the amount of heat entering the reservoir due to the injection of steam with a temperature of 210 ° C is calculated (item 1 in table 1).
Далее определяют количество тепла, которое пойдет на поддержание температуры в паровой камере на уровне 190°С (пункт 2).Next, determine the amount of heat that will go on maintaining the temperature in the steam chamber at 190 ° C (paragraph 2).
Затем рассчитывают общее количество тепла для прогрева закачиваемого растворителя (пункт 3).Then calculate the total amount of heat to warm the injected solvent (item 3).
При совместной закачке холодного растворителя и пара тепло, отдаваемое паром, расходуется на:At joint injection of cold solvent and steam, the heat given off by steam is consumed on:
а) нагрев холодного растворителя с температурой 10°С до температуры испарения 80°С (пункт 4);a) heating a cold solvent with a temperature of 10 ° C to an evaporation temperature of 80 ° C (item 4);
б) переход жидкого растворителя из жидкого состояния в парообразное (пункт 5);b) transition of a liquid solvent from a liquid to a vapor state (clause 5);
в) нагрев парообразного растворителя от температуры 80°С до температуры 190°С (пункт 6).c) heating the vaporous solvent from a temperature of 80 ° C to a temperature of 190 ° C (item 6).
Далее суммируют количество тепла, необходимого для полного прогрева идеального растворителя (бензол) (пункт 7), с жидкого до парообразного состояния.Further, the amount of heat required for complete heating of the ideal solvent (benzene) (item 7) is summarized from a liquid to a vapor state.
Исходя из условия теплового баланса, количество тепла, которое может быть затрачено на прогрев закачиваемого холодного растворителя, должно равняться количеству тепла, отдаваемого паром (пункт 8).Based on the condition of heat balance, the amount of heat that can be spent on heating the injected cold solvent must be equal to the amount of heat given off by steam (item 8).
На основании этого равенства рассчитывают количество растворителя (бензол), которое можно нагреть за счет тепла, отданного 1 кг пара (пункт 9).Based on this equality, the amount of solvent (benzene) is calculated, which can be heated by the heat given off by 1 kg of steam (paragraph 9).
И в заключение определяют соотношение количества растворителя и пара, необходимого для поддержания температуры в паровой камере, равной 190°С, при их совместной закачке для разработки месторождения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования (пункт 10).And in conclusion, determine the ratio of the amount of solvent and steam required to maintain the temperature in the steam chamber, equal to 190 ° C, with their joint injection for the development of deposits of superviscous oil by the method of steam and gravity drainage (paragraph 10).
Поскольку в реальности растворитель бензол не используется для закачки в пласт исходя из экологических и экономических требований были рассмотрены растворители, которые производятся в промышленном масштабе и могут быть использованы при разработке месторождения СВН. Все эти растворители относятся к ароматическим нефтяным растворителям и содержат от 5 до 100% ароматических углеводородов. Содержание ароматических углеводородов в бензоле равно 100%. Содержание ароматической фракции в растворителе является основным критерием при выборе растворителя для процесса парогравитационного дренирования, поэтому для растворителей в расчетах введены поправочные коэффициенты, учитывающие содержание ароматической фракции в данном растворителе. Например, если в растворителе содержание ароматической фракции равно 50%, то берется поправочный коэффициент К=0,5, рассчитываемый по формуле (3):Since in reality the benzene solvent is not used for injection into the reservoir based on environmental and economic requirements, solvents that are produced on an industrial scale and can be used in the development of an EH field are considered. All these solvents are aromatic petroleum solvents and contain from 5 to 100% aromatic hydrocarbons. The content of aromatic hydrocarbons in benzene is 100%. The content of the aromatic fraction in the solvent is the main criterion when choosing a solvent for the process of steam and gravity drainage; therefore, for the solvents, correction coefficients have been introduced in the calculations that take into account the content of the aromatic fraction in this solvent. For example, if in the solvent the content of the aromatic fraction is 50%, then the correction factor K = 0.5 is taken, calculated by the formula (3):
на который умножается количество идеального растворителя (бензола), и определяется количество растворителя, которое переводится в парообразное состояние также одним килограммом пара. В таблице 2 приведены поправочные коэффициенты, рассчитанные по уравнению 3, для некоторых известных растворителей. Далее определяют соотношение растворителя и пара для их совместной закачки.to which the amount of the ideal solvent (benzene) is multiplied, and the amount of the solvent is determined, which is converted into the vapor state also by one kilogram of steam. Table 2 shows the correction factors calculated by equation 3 for some known solvents. Next, determine the ratio of solvent and steam for their joint injection.
Как видно из таблицы 2, для приведенных растворителей разброс соотношений растворителя и пара составляет от 1:1,8 до 1:35,7. Для того чтобы закачиваемый растворитель прогрелся до температуры паровой камеры, необходимо менять количество совместно закачиваемого пара в зависимости от содержания ароматической фракции в растворителе. При выборе растворителя для разработки месторождения СВН методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем учитывают стоимость растворителя и его технологическую эффективность. При соотношениях растворителя и пара ниже 1:2,2 затраты на растворитель могут оказаться слишком высокими, а также высокие концентрации токсичных компонентов могут не соответствовать экологическим требованиям. При более высоких соотношениях растворителя и пара (более 1:10,9) происходит непроизводительный расход пара, технологическая эффективность такого растворителя невысокая, что также снижает рентабельность метода. Исходя из этих критериев, наиболее оптимальным диапазоном соотношений растворителя и пара при их совместной закачке является 1:(2,2-10,9).As can be seen from table 2, for the above solvents, the spread of the ratio of solvent and steam is from 1: 1.8 to 1: 35.7. In order for the injected solvent to warm up to the temperature of the steam chamber, it is necessary to change the amount of injected vapor together, depending on the content of the aromatic fraction in the solvent. When choosing a solvent for the development of an SHN field using the steam and gravity drainage method, together with the solvent, the cost of the solvent and its technological efficiency are taken into account. When the ratio of solvent and steam below 1: 2.2, the cost of the solvent may be too high, and high concentrations of toxic components may not meet environmental requirements. At higher ratios of solvent and steam (more than 1: 10.9) unproductive consumption of steam occurs, the technological efficiency of such a solvent is low, which also reduces the profitability of the method. Based on these criteria, the most optimal range of ratios of the solvent and steam for their joint injection is 1: (2.2-10.9).
Пример конкретного выполнения. На опытном участке Ашальчинского месторождения СВН, находящемся на глубине 90 м, представленном неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 доли ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм, с нефтью, имеющей плотность 960 кг/м3 пробурена пара горизонтальных скважин, которая состоит из нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта и оснащены колонной насосно-компрессорных труб. В скважины спущены термодатчики по всей длине стволов, позволяющие контролировать температуру паровой камеры. В процессе добычи сверхвязкой нефти в нагнетательную скважину закачивали пар, который, распространяясь вверх, создал паровую камеру. Среднесуточный объем закачки пара в указанную скважину составляет 85000 кг.Для увеличения эффективности извлечения СВН осуществляли совместную закачку растворителя промышленного РП (ТУ 0258-007-60320171-2016) в количестве 40000 кг, массовое соотношение реагентов не учитывалось. Дебит по нефти после закачки пара составил 20,8 т/сут.An example of a specific implementation. At the experimental site of the Ashalchinskoye field of high-pressure oil, located at a depth of 90 m, represented by heterogeneous formations with a thickness of 20-30 m with a temperature of 8 ° C, pressure of 0.5 MPa, oil saturation of 0.70 fraction of units, porosity of 30%, permeability of 2.65 μ , with oil having a density of 960 kg / m 3, a pair of horizontal wells is drilled, which consists of injection and production wells, the horizontal sections of which are located parallel one above the other in the vertical plane of the reservoir and are equipped with tubing string. Thermal sensors along the entire length of the shafts are lowered into the wells, allowing to control the temperature of the steam chamber. In the process of producing extra-viscous oil, steam was pumped into the injection well, which, spreading upward, created a steam chamber. The average daily injection volume of steam into the specified well is 85,000 kg. To increase the efficiency of extracting EAS, the joint injection of the solvent of the industrial RP (TU 0258-007-60320171-2016) was carried out in an amount of 40000 kg, the mass ratio of reagents was not taken into account. The oil production rate after steam injection was 20.8 tons / day.
Через год в этой же скважине была вновь проведена совместная закачка пара и растворителя РП с плотностью 740 кг/м3 и содержанием ароматической фракции 20%. Среднесуточный объем закачки пара в указанную скважину составляет 70000 кг. По уравнению 3 находят поправочный коэффициент для указанного растворителя, который равен 0,2. Далее рассчитывают количество растворителя РП, которое можно прогреть за счет закачки 70000 кг пара на основе равенства 7 (таблица 3). Масса растворителя равняется 7971,5 кг. Рассчитывается массовое соотношение растворителя РП и пара (пункт 8 таблица 3), которое составляет 1:8,8. Для того чтобы растворитель прогрелся до нужной температуры при среднесуточном дебите закачиваемого пара, равном 70000 кг, с температурой 210°С, необходимо одновременно закачивать 7971,5 кг растворителя РП с исходной температурой 10°С. Соотношение растворителя и пара при этом составляет 1:8,8, которое входит в оптимальный диапазон.A year later, in the same well, joint injection of steam and RP solvent was again performed with a density of 740 kg / m 3 and an aromatic fraction content of 20%. The average daily volume of steam injection into the specified well is 70,000 kg. According to equation 3 find the correction factor for the specified solvent, which is equal to 0.2. Next, calculate the amount of solvent RP, which can be heated by pumping 70,000 kg of steam based on equality 7 (table 3). The mass of solvent is equal 7971,5 kg. Calculates the mass ratio of the solvent RP and steam (paragraph 8, table 3), which is 1: 8.8. In order for the solvent to warm up to the desired temperature with an average daily flow rate of the injected steam equal to 70000 kg, with a temperature of 210 ° C, it is necessary to simultaneously pump 7971.5 kg of solvent RP with the initial temperature of 10 ° C. The ratio of solvent and steam in this case is 1: 8.8, which is in the optimal range.
Расчетное количество жидкого растворителя РП подается в нагнетательный трубопровод пара с помощью дозатора с производительностью 7 л/мин.The estimated amount of liquid solvent RP is fed into the steam injection pipe using a dispenser with a capacity of 7 l / min.
В процессе закачки жидкий растворитель РП, двигаясь совместно с паром в соотношении 1:8,8 по колонне НКТ и далее по пласту, прогревается до температуры кипения растворителя и начинает испаряться и достигает границ паровой камеры уже в парообразном состоянии. На границе паровой камеры происходит теплообмен между парами растворителя и сверхвязкой нефтью, растворитель диффундирует в нефть, нефть разогревается, вязкость ее снижается, а подвижность увеличивается. Ставшая подвижной нефть продвигается по пласту и отбирается через добывающую скважину.In the process of injection, the liquid RP solvent, moving together with the steam in a ratio of 1: 8.8 through the tubing string and further along the formation, warms up to the boiling point of the solvent and begins to evaporate and reaches the boundaries of the steam chamber in the vapor state. At the boundary of the steam chamber, heat is exchanged between solvent vapors and super-viscous oil, the solvent diffuses into the oil, the oil heats up, its viscosity decreases, and mobility increases. The oil that has become mobile is moving through the reservoir and is withdrawn through the production well.
Дебит по нефти при этом составил 27 т/сут. Прирост среднесуточного дебита по нефти в результате совместной закачки растворителя РП и пара с соотношением 1:8,8 составил около 22,9%. При рассчитанном соотношении закачиваемого растворителя и пара эффективность парогравитационного дренирования месторождения СВН совместно с растворителем гораздо выше эффективности процесса без регулирования массового отношения углеводородного растворителя и пара. При этом необходимый объем растворителя меньше, что ведет к сокращению материальных затрат.Oil production rate was 27 tons per day. The increase in the average daily oil production rate as a result of the joint injection of RP solvent and steam with a ratio of 1: 8.8 was about 22.9%. With the calculated ratio of the injected solvent and steam, the efficiency of the steam and gravity drainage of the CBH field together with the solvent is much higher than the efficiency of the process without controlling the mass ratio of the hydrocarbon solvent and steam. In this case, the required amount of solvent is less, which leads to a reduction in material costs.
Предлагаемый способ повышает эффективность извлечения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем за счет регулирования массового отношения углеводородного растворителя и пара и сокращает материальные затраты при совместной закачке пара и углеводородного растворителя.The proposed method improves the efficiency of extraction of ultra-viscous oil by the method of steam and gravity drainage together with the solvent by regulating the mass ratio of the hydrocarbon solvent and steam and reduces material costs with the joint injection of steam and hydrocarbon solvent.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018127475A RU2688713C1 (en) | 2018-07-25 | 2018-07-25 | Method for development of super-viscous oil deposit by steam-gravity drainage together with solvent |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018127475A RU2688713C1 (en) | 2018-07-25 | 2018-07-25 | Method for development of super-viscous oil deposit by steam-gravity drainage together with solvent |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2688713C1 true RU2688713C1 (en) | 2019-05-22 |
Family
ID=66636631
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018127475A RU2688713C1 (en) | 2018-07-25 | 2018-07-25 | Method for development of super-viscous oil deposit by steam-gravity drainage together with solvent |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2688713C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2342955A1 (en) * | 2001-04-04 | 2002-10-04 | Roland P. Leaute | Liquid addition to steam for enhancing recovery of cyclic steam stimulation or laser-css |
| US20050211434A1 (en) * | 2004-03-24 | 2005-09-29 | Gates Ian D | Process for in situ recovery of bitumen and heavy oil |
| RU2387181C1 (en) * | 2008-11-18 | 2010-04-27 | Олег Иванович Квасенков | Production method of flavoured girasol-sunflower drink |
| RU2470149C1 (en) * | 2011-06-07 | 2012-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing deposits of high- and super-high viscosity oil |
| RU2531963C1 (en) * | 2013-08-13 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development of thick oil or bitumen deposits |
-
2018
- 2018-07-25 RU RU2018127475A patent/RU2688713C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2342955A1 (en) * | 2001-04-04 | 2002-10-04 | Roland P. Leaute | Liquid addition to steam for enhancing recovery of cyclic steam stimulation or laser-css |
| US20050211434A1 (en) * | 2004-03-24 | 2005-09-29 | Gates Ian D | Process for in situ recovery of bitumen and heavy oil |
| RU2387181C1 (en) * | 2008-11-18 | 2010-04-27 | Олег Иванович Квасенков | Production method of flavoured girasol-sunflower drink |
| RU2470149C1 (en) * | 2011-06-07 | 2012-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing deposits of high- and super-high viscosity oil |
| RU2531963C1 (en) * | 2013-08-13 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development of thick oil or bitumen deposits |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| CA2915596C (en) | Method for upgrading in situ heavy oil | |
| RU2531963C1 (en) | Development of thick oil or bitumen deposits | |
| RU2387818C1 (en) | Method to develop low-gravity high-viscosity oils | |
| CA2299790C (en) | Method and apparatus for stimulating heavy oil production | |
| CA2740941C (en) | Process for solvent assisted in situ bitumen recovery startup | |
| CA2867873C (en) | Methods and systems for downhole thermal energy for vertical wellbores | |
| AU2013305433A1 (en) | Bitumen recovery process | |
| RU2399754C1 (en) | Heavy or bituminous oil production method | |
| RU2688713C1 (en) | Method for development of super-viscous oil deposit by steam-gravity drainage together with solvent | |
| CA2732710C (en) | Deep steam injection systems and methods | |
| CA2926346C (en) | Method of development of a deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2643056C1 (en) | Method for development of pools of superheavy oil or natural bitumen | |
| RU2720725C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit | |
| RU2583469C1 (en) | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2679423C1 (en) | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals | |
| RU2754140C1 (en) | Method for developing deposits of extra-heavy oil or natural bitumen | |
| CA2952146C (en) | Method and apparatus for establishing fluid communication between horizontal wells | |
| RU2801929C1 (en) | Oil production method | |
| CA2951290C (en) | Hot water injection stimulation method for chops wells | |
| RU2732936C2 (en) | Development method of productive low-permeable bed | |
| CA3101890C (en) | Solvent dominated in situ recovery process with intermittent steam slug co-injection | |
| CA3023470C (en) | In situ hydrocarbon mobilization process and surface facility for the same | |
| RU2795285C1 (en) | Method for developing superviscous oil deposits | |
| CA3027052A1 (en) | Method for producing hydrocarbons from subterranean reservoir with varying solvent injection temperature |