RU2266396C2 - Method and device for oil pool development - Google Patents
Method and device for oil pool development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2266396C2 RU2266396C2 RU2003127618/03A RU2003127618A RU2266396C2 RU 2266396 C2 RU2266396 C2 RU 2266396C2 RU 2003127618/03 A RU2003127618/03 A RU 2003127618/03A RU 2003127618 A RU2003127618 A RU 2003127618A RU 2266396 C2 RU2266396 C2 RU 2266396C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- water
- jet
- mixture
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 88
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 74
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 40
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 40
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 23
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 18
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 8
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000000265 homogenisation Methods 0.000 abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 72
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 14
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 13
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 8
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 8
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 7
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 2
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 2
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000010754 BS 2869 Class F Substances 0.000 description 1
- 241000380450 Danaus melanippus Species 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 238000013467 fragmentation Methods 0.000 description 1
- 238000006062 fragmentation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012432 intermediate storage Methods 0.000 description 1
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000386 microscopy Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000007747 plating Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000005204 segregation Methods 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 239000008215 water for injection Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти при разработке нефтяных и нефтегазовых залежей.The invention relates to the oil industry and is intended to increase oil recovery and intensification of oil production in the development of oil and gas deposits.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку через нагнетательную скважину оторочек пенообразующего агента, газа и воды и отбор нефти через добывающую скважину. В качестве пенообразующего агента используют нефть с нефтерастворимым поверхностно-активным веществом или полимером. Соотношение закачиваемых объемов газа и воды в пластовых условиях определяют по формуле, которая учитывает пенообразующую способность нефти с добавкой нефтерастворимого полимера или нефтерастворимого поверхностно-активного вещества, объемный коэффициент нефти, растворимость закачиваемого газа в нефти и нефтенасыщенность коллектора (Патент РФ №2039226, кл. Е 21 В 43/22, опубл. 1995.07.09).A known method of developing an oil deposit, including the injection through the injection well of the fringes of the foaming agent, gas and water and the selection of oil through the producing well. As a foaming agent, oil with an oil-insoluble surfactant or polymer is used. The ratio of injected volumes of gas and water in reservoir conditions is determined by the formula, which takes into account the foaming ability of oil with the addition of an oil-soluble polymer or oil-soluble surfactant, the volumetric coefficient of oil, the solubility of the injected gas in oil and oil saturation (RF Patent No. 2039226, class E 21 B 43/22, publ. 1995.07.09).
Недостатком этого способа является потребность в закачке больших количеств нефти и поверхностно-активных веществ. В опытах, описываемых в патенте, в модель пласта закачивали не менее 0,1 порового объема нефти, которая содержала поверхностно-активное вещество (ПАВ) в количестве 0,5%. Коэффициент вытеснения нефти при нагнетании только воды и газа составлял 0,525, а за счет использования оторочек нефти коэффициент вытеснения увеличивался до 0,74. Следовательно, при обращенной пятиточечной системе расстановки скважин с расстоянием между скважинами 500 м ×500 м, объемном коэффициенте 1,1, пористости 0,2, плотности дегазированной нефти 0,850 кг/м3, эффективной нефтенасыщенной толщине пласта 10 м, начальной нефтенасыщенности 0,65 и охвате пласта вытесняющим агентом 0,7 дополнительно будет добыто 75592 т нефти. Для добычи этого количества нефти необходимо закачать в пласт примерно 77273 т нефти, а также затратить 386,365 т ПАВ или полимера. Такой процесс нельзя признать эффективным.The disadvantage of this method is the need for the injection of large quantities of oil and surfactants. In the experiments described in the patent, at least 0.1 pore volume of oil, which contained a surfactant in an amount of 0.5%, was pumped into the reservoir model. The oil displacement coefficient when injecting only water and gas was 0.525, and due to the use of oil rims, the displacement coefficient increased to 0.74. Therefore, with a reversed five-point well placement system with a distance between the wells of 500 m × 500 m, a volume factor of 1.1, a porosity of 0.2, a density of degassed oil of 0.850 kg / m 3 , an effective oil-saturated thickness of 10 m, an initial oil saturation of 0.65 and coverage of the formation with displacing agent 0.7, an additional 75,592 tons of oil will be produced. To produce this amount of oil, approximately 77,273 tons of oil must be pumped into the reservoir, as well as 386,365 tons of surfactant or polymer. Such a process cannot be considered effective.
Известен способ разработки нефтяных залежей путем нагнетания смеси газа и воды в предпереходном состоянии при объемном отношении компонентов 0,7[(-10-3(To-Tпл)]-0,25[1-10-3(To-Tпл)(м3 газа на 1 м3 воды при пластовом давлении в залежи, где Тпл и То - начальная и максимальная температура пласта в процессе реализации способа, °С. Вытеснение нефти осуществляется смачивающим ее поверхность микрозародышевым раствором углеводородного газа в воде (Патент РФ №1822219, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 1998.06.27).A known method of developing oil deposits by injecting a mixture of gas and water in a pre-transition state with a volume ratio of components of 0.7 [(- 10 -3 (T o -T PL )] - 0.25 [1-10 -3 (T o -T pl ) (m 3 of gas per 1 m 3 of water at reservoir pressure in the reservoir, where T pl and T o are the initial and maximum temperature of the reservoir during the implementation of the method, ° C. Oil is displaced by a micro-germ solution of hydrocarbon gas in water that moistens its surface ( RF patent No. 1822219, class E 21 43/20, publ. 1998.06.27).
Недостатком этого способа является необходимость использования больших количеств вытесняющего агента (водоуглеродного газового раствора), поскольку углеводородный газ хорошо растворяется в остаточной нефти, а формула изобретения этого не учитывает.The disadvantage of this method is the need to use large amounts of displacing agent (water-carbon gas solution), since hydrocarbon gas is well soluble in residual oil, and the claims do not take this into account.
Известно устройство для разработки нефтяного месторождения, в котором описывается разработка нефтяной залежи путем отбора через добывающие скважины нефтеводогазовой смеси, ее разделения, приготовления рабочего агента в жидкостном эжекторе из подтоварной воды и (или) попутного нефтяного газа и закачки рабочего агента через нагнетательные скважины. Указывается на возможность использования в качестве рабочего агента водогазовой смеси на основе подтоварной воды и попутного нефтяного газа. Рабочий агент в жидкостном эжекторе в процессе поиготовления доводят до давления, достаточного для закачки в залежь (Патент РФ №2046931, кл. Е 21 В 43/00, опубл. 27.10.95 - прототип).A device is known for developing an oil field, which describes the development of an oil deposit by taking oil-gas mixture through production wells, separating it, preparing a working agent in a liquid ejector from produced water and (or) associated petroleum gas, and injecting the working agent through injection wells. The possibility of using a gas-water mixture based on produced water and associated petroleum gas as a working agent is indicated. The working agent in the liquid ejector during the process of preparation is brought to a pressure sufficient for injection into the reservoir (RF Patent No. 2046931, CL E 21 B 43/00, publ. 27.10.95 - prototype).
Недостатком этого способа является его нереализуемость в реальных условиях, поскольку для создания достаточного давления нагнетания воды на входе в эжектор должно быть громадным. Такое давление не может быть обеспечено с помощью обычного промыслового оборудования. Так для условий залежи, залегающий на глубине 2500 м при пластовом давлении 25 МПа давление воды на устье скважины должно быть порядка 65 МПа при рабочем давлении на входе в струйный аппарат примерно 90 МПа. Для условий месторождения Белый Тигр (Вьетнам) насосы должны развивать давление более 250 МПа. /Применение струйных аппаратов в нефтегазодобывающей промышленности. Авт.: Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Мохов М.А. и др. М., Издательство "Нефть и газ". 1999 г. 59 с./The disadvantage of this method is its unrealizability in real conditions, because to create sufficient pressure for water injection at the entrance to the ejector should be huge. Such pressure cannot be provided using conventional fishing equipment. So for the conditions of the deposit, lying at a depth of 2500 m with a reservoir pressure of 25 MPa, the water pressure at the wellhead should be about 65 MPa at a working pressure at the inlet of the jet apparatus of about 90 MPa. For the conditions of the White Tiger field (Vietnam), pumps must develop a pressure of more than 250 MPa. / The use of inkjet apparatus in the oil and gas industry. Author: Mishchenko I.T., Sakharov V.A., Mokhov M.A. et al. M., Oil and Gas Publishing House. 1999 59 p. /
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ вытеснения нефти из пласта, в котором при водогазовом воздействии на пласт воду и газ закачивают одновременно раздельно и в стволе скважины их смешивают эжектированием. Глубину смешивания воды и газа определяют из соотношенияClosest to the proposed invention in technical essence is a method of displacing oil from a formation, in which, when a gas-gas treatment is applied to the formation, water and gas are simultaneously pumped separately and mixed in the wellbore by ejection. The depth of mixing water and gas is determined from the ratio
где НОп - расчетная глубина опорожнения нагнетательной колонны, м;where N Op - the estimated depth of the discharge column, m;
Рв/г - давление водогазовой смеси, МПа;P v / g - pressure of the gas-water mixture, MPa;
ρв - плотность воды, кг/м3;ρ in - the density of water, kg / m 3 ;
tkpi - критическая температура гидратообразования каждого составляющего, °C;t kpi - critical temperature of hydrate formation of each component, ° C;
ni - массовая доля каждого составляющего в смеси;n i is the mass fraction of each component in the mixture;
Г - геотермальный градиент, °С/м;G - geothermal gradient, ° C / m;
t0 - температура окружающего воздуха, °С.t 0 - ambient temperature, ° С.
Целью этого изобретения является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта за счет увеличения охвата нефтяного пласта воздействием при повышении стабильности образованной газогидратной системы и исключение опасности образования гидратов в стволе скважины (Патент РФ №1810505, Кл. Е 21 В 43/22, опубл. 1993.23.04).The aim of this invention is to increase the efficiency of oil displacement from the reservoir by increasing the coverage of the oil by exposure while increasing the stability of the formed gas hydrate system and eliminating the risk of hydrate formation in the wellbore (RF Patent No. 1810505, CL. E 21 B 43/22, publ. 1993.23. 04).
Недостатком этого технического решения является его практическая нереализуемость. В патенте предлагается воду закачивать по насосно-компрессорным трубам, а газ по затрубному пространству, поэтому закачиваемая вода будет прогреваться окружающими скважину породами крайне медленно при обычных режимах поддержания пластового давления (обычных приемистостях нагнетательных скважин от нескольких десятков кубометров воды в сутки до нескольких сотен кубометров в сутки) смешивать воду с газом необходимо на значительно больших глубинах. Для подсасывания низконапорного газа потребуется очень высокие давления воды, составляющие десятки мегапаскалей.The disadvantage of this technical solution is its practical impossibility. The patent proposes to pump water through tubing, and gas through the annulus, so the water injected will be heated by the rocks surrounding the well very slowly under normal reservoir pressure maintenance modes (normal injection wells injections from several tens of cubic meters of water per day to several hundred cubic meters per day) it is necessary to mix water with gas at much greater depths. To draw in low-pressure gas, very high water pressures of dozens of megapascals will be required.
Задача, на решение которой направлено изобретение в части способа разработки нефтяной залежи, является повышение нефтеотдачи пласта и увеличение продуктивности скважин по нефти.The problem to which the invention is directed in terms of a method for developing an oil reservoir is to increase oil recovery and increase the productivity of oil wells.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор жидкостей через добывающие скважины и закачку аэрированной путем эжекции водогазовой смеси в нагнетательные скважины, водогазовую смесь при эжекции подвергают кавитационной диспергации до образования пузырьков газа с размерами от 1 до 100 мкм.The problem is solved due to the fact that in the method of developing an oil deposit, including the selection of liquids through production wells and pumping aerated by ejecting a water-gas mixture into injection wells, the water-gas mixture is subjected to cavitation dispersion during ejection to form gas bubbles with sizes from 1 to 100 microns.
Кроме того, задача решается за счет того, что закачку в нагнетательные скважины водогазовой смеси осуществляют периодически, при этом в перерывах между периодами закачки водогазовой смеси производят периодическую закачку воды.In addition, the problem is solved due to the fact that the injection of water-gas mixture into the injection wells is carried out periodically, while in between the periods of the injection of the gas-water mixture, periodic water injection is performed.
Целесообразно, чтобы объемное содержание газа в воде составляло от 1% до 80%.It is advisable that the volumetric gas content in the water ranged from 1% to 80%.
При закачке в пласт мелкодисперсной водогазовой смеси (МВГС) сопротивление фильтрации должно возрастать в наибольшей степени в самых проницаемых частях коллектора. Наоборот, в малопроницаемых зонах с малыми размерами пор сопротивления не должны отличаться от сопротивлений при фильтрации воды.When a finely dispersed water-gas mixture (MVGS) is injected into the formation, the filtration resistance should increase to the greatest extent in the most permeable parts of the reservoir. On the contrary, in low-permeability zones with small pore sizes, resistances should not differ from resistances during water filtration.
Минимальные размеры пузырьков газа (1 мкм) используются в тех случаях, когда смесь закачивается в малопроницаемый коллектор с малыми размерами пор фильтрационных каналов. Наибольшие размеры пузырьков газа водогазовой смеси (100 мкм) создают тогда, когда воздействие осуществляется на высокопроницаемый поровый или трещиноватый (трещинно-поровый) коллектор.The minimum sizes of gas bubbles (1 μm) are used in cases where the mixture is pumped into a low-permeability reservoir with small pore sizes of the filtration channels. The largest sizes of gas bubbles in a water-gas mixture (100 μm) are created when the effect is on a highly permeable pore or fractured (fractured-pore) reservoir.
Если в конкретном пласте не будет достигаться регулирование фильтрации вытесняющего агента по зонам с различной проницаемостью, то можно использовать попеременное нагнетание воды и водогазовой смеси. При попеременном нагнетании водогазовая смесь будет играть роль тампонирующего состава, который увеличивает фильтрационные сопротивления в высокопроницаемых зонах. За счет возрастания градиентов давления в пласте обычная вода будет способна фильтроваться в зонах с пониженной проницаемостью.If regulation of the filtering of the displacing agent in zones with different permeabilities is not achieved in a particular formation, then alternate injection of water and the gas mixture can be used. With alternate injection, the water-gas mixture will play the role of a plugging composition, which increases the filtration resistance in highly permeable zones. Due to the increase in pressure gradients in the reservoir, ordinary water will be able to filter in areas with reduced permeability.
Газосодержание водогазовой смеси может меняться от 1% до 80%. Наименьшее значение газосодержания (1%) необходимо использовать на месторождениях с малопроницаемым коллектором, который содержит нефть с высоким давлением насыщения нефти газом. Наибольшие значения газосодержания (80%) закачиваемой смеси должны использоваться на залежах с высокопроницаемым коллектором, который насыщен нефтью с малым газовым фактором и имеет низкую проницаемость в прикровельной части. В таких условиях часть содержащегося в закачиваемой водогазовой смеси газа будет растворяться в нефти, а часть газа будет сегрегироваться в прикровельную часть пласта и вытеснять нефть из малопроницаемого коллектора.The gas content of the water-gas mixture can vary from 1% to 80%. The lowest gas content (1%) must be used in fields with a low permeability reservoir, which contains oil with a high pressure of oil saturation with gas. The highest values of gas content (80%) of the injected mixture should be used on deposits with a highly permeable reservoir, which is saturated with oil with a small gas factor and has low permeability in the bedside. Under such conditions, part of the gas contained in the injected water-gas mixture will dissolve in oil, and part of the gas will segregate into the bedside of the formation and displace oil from the low-permeability reservoir.
За счет предлагаемого способа разработки на залежах нефти будет увеличиваться коэффициент вытеснения, поскольку водогазовая смесь, как было зафиксировано лабораторными исследованиями, обладает меньшей подвижностью, а растворяемый в нефти газ снижает ее вязкость. Благодаря снижению проводимости высокопроницаемых зон будет изменяться направление фильтрационных потоков, т.е. будет повышаться охват пласта вытеснением. В целом коэффициент нефтеотдачи увеличится на 5-20 пунктов, продуктивность скважины по нефти возрастет на 20-100%.Due to the proposed development method for oil deposits, the displacement coefficient will increase, since the water-gas mixture, as was recorded by laboratory studies, has less mobility, and the gas dissolved in oil reduces its viscosity. Due to a decrease in the conductivity of highly permeable zones, the direction of the filtration flows will change, i.e. displacement coverage will increase. In general, the oil recovery coefficient will increase by 5-20 points, well productivity in oil will increase by 20-100%.
Для реализации предлагаемого способа разработки нефтяной залежи необходимо применение насосно-эжекторной установки, способной создавать водогазовую смесь с требуемыми параметрами.To implement the proposed method for the development of an oil reservoir, it is necessary to use a pump-ejector unit capable of creating a water-gas mixture with the required parameters.
Известна насосно-эжекторная установка, которая может быть применена при разработке нефтяного месторождения для нагнетания в пласт подтоварной воды и способная одновременно с этим обеспечить утилизацию попутного нефтяного газа. Установка состоит из трех сепараторов, насоса, жидкостно-газового эжектора, связанных между собой трубопроводами. Поступающая из месторождения продукция (нефть, вода, газ) разделяется на составляющие ее фазы. Подтоварная вода подается насосом в нагнетательную скважину, причем часть этой воды направляется на рабочее сопло жидкостно-газового эжектора, в низконапорную камеру которого подается из входного сепаратора нефтяной газ. Водогазовая смесь из жидкостно-газового эжектора направляется в жидкостно-газовый сепаратор, в котором газ отделяется от жидкости (воды) и направляется потребителю. Вода из этого сепаратора может быть направлена на утилизацию (Авторское свидетельство СССР №1492097, кл. F 04 F 5/54, опубл. 1989).Known pump-ejector installation, which can be used in the development of an oil field for injection into the reservoir of produced water and capable of simultaneously ensuring the utilization of associated petroleum gas. The installation consists of three separators, a pump, a liquid-gas ejector, interconnected by pipelines. Products coming from the field (oil, water, gas) are divided into its phases. The produced water is pumped into the injection well, and part of this water is directed to the working nozzle of the liquid-gas ejector, into the low-pressure chamber of which oil gas is supplied from the inlet separator. The gas-gas mixture from the liquid-gas ejector is sent to the liquid-gas separator, in which the gas is separated from the liquid (water) and sent to the consumer. Water from this separator can be sent for disposal (USSR Author's Certificate No. 1492097, class F 04 F 5/54, publ. 1989).
Недостатком данного устройства является то, что оно не предусматривает повышения давления воды, выходящей из жидкостно-газового сепаратора, до значения, достаточного для закачки в нагнетательные скважины, а подавать эту воду на насос для дожатия перед закачкой в пласт невозможно из-за наличия в воде растворенного нефтяного газа, который может вызвать в насосе кавитацию. При больших значениях давления выходящей из жидкостно-газового сепаратора подтоварной воды из-за ограничений насосов системы поддержания пластового давления по параметрам на входе необходимо осуществлять снижение давления воды, поступающей на дожимные насосы, что приводит к нерациональным потерям энергии, а также интенсивному выделению растворенного в воде газа уже на входе в насос, что затрудняет работу насоса.The disadvantage of this device is that it does not provide for increasing the pressure of the water leaving the liquid-gas separator to a value sufficient for injection into injection wells, and it is impossible to supply this water to the pump for compression before injection into the formation due to the presence of water dissolved petroleum gas, which can cause cavitation in the pump. At high pressure values of the produced water leaving the liquid-gas separator due to the restrictions of the pumps of the reservoir pressure maintenance system according to the inlet parameters, it is necessary to reduce the pressure of the water supplied to the booster pumps, which leads to irrational energy losses, as well as intensive release of dissolved in water gas already at the inlet to the pump, which complicates the operation of the pump.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является устройство для разработки нефтяного месторождения, включающее жидкостный эжектор, низконапорная камера которого сообщена трубопроводом со сбросным водяным патрубком жидкостно-газового сепаратора, рабочее сопло жидкостного эжектора сообщено трубопроводом с выкидом насоса, а выходной патрубок этого эжектора сообщен трубопроводом с водонагнетательной скважиной. Устройство снабжено вторым жидкостно-газовым сепаратором и вторым жидкостно-газовым эжектором, низконапорная камера которого сообщена трубопроводом с газоотводным патрубком первого жидкостно-газового сепаратора, причем рабочее сопло второго жидкостно-газового эжектора сообщено с выходом насоса, а выходной патрубок этого эжектора сообщен трубопроводом со вторым жидкостно-газовым сепаратором, газовый и водяной выкидные патрубки которого сообщены трубопроводами соответственно с газовой и водяной нагнетательными скважинами или низконапорной камерой жидкостного эжектора (Патент РФ №2046931, кл. Е 21 В 43/00, опубл. 27.10.95 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a device for developing an oil field, including a liquid ejector, the low-pressure chamber of which is connected by a pipeline with a discharge water pipe of the liquid-gas separator, the working nozzle of the liquid ejector is communicated by a pipe with a pump discharge, and the outlet pipe of this ejector is connected by a pipe with a water injection well. The device is equipped with a second liquid-gas separator and a second liquid-gas ejector, the low-pressure chamber of which is connected by a pipe with a gas outlet of the first liquid-gas separator, the working nozzle of the second liquid-gas ejector is in communication with the pump outlet, and the outlet of this ejector is connected by a pipeline with the second a liquid-gas separator, the gas and water discharge pipes of which are connected by pipelines, respectively, to gas and water injection wells, or low pressure chamber of a liquid ejector (RF Patent No. 2046931, class E 21 B 43/00, publ. 10.27.95 - prototype).
В известном устройстве подтоварная вода, выходящая из жидкостно-газового сепаратора, дожимается в жидкостном эжекторе, на выходе из которого поддерживают давление, необходимое для нагнетания воды в пласт.In the known device, produced water leaving the liquid-gas separator is squeezed in a liquid ejector, at the outlet of which the pressure necessary for pumping water into the formation is maintained.
Недостатком известного устройства является необходимость дожатия подтоварной воды для нагнетания в пласт. При использовании водогазовой смеси в качестве рабочего агента возникает необходимость дожатия не только подтоварной воды, но и сепарированного нефтяного газа. Кроме того, устройство громоздко, металлоемко и не обеспечивает получения водогазовой смеси с заданной дисперсностью и стабильностью.A disadvantage of the known device is the need to squeeze the produced water for injection into the reservoir. When using a water-gas mixture as a working agent, it becomes necessary to squeeze not only produced water, but also separated oil gas. In addition, the device is cumbersome, metal-intensive and does not provide a water-gas mixture with a given dispersion and stability.
Задачей настоящего изобретения является также создание устройства, позволяющего осуществить предложенный способ разработки нефтяной залежи.The present invention is also the creation of a device that allows you to implement the proposed method for the development of oil deposits.
Такое устройство для осуществления способа разработки нефтяной залежи включает струйный насос с коническим соплом на центральном патрубке подвода воды, боковым патрубком подвода газа и центральным отводом водогазовой смеси. Оно снабжено гидродинамическим кавитационным узлом и струйным диспергатором, расположенными последовательно за струйным насосом в едином с ним корпусе. Гидродинамический кавитационный узел выполнен в виде камеры, на торцевой стенке которой закреплен стакан, имеющий центральную полость и тангенциальный ввод для водогазовой смеси. Струйный диспергатор выполнен в виде камеры с закрепленным на ее торцевой стенке стаканом с центральной полостью, радиальными входными отверстиями и углублением в дне стакана. Полости стаканов кавитационного узла и струйного диспергатора сообщены между собой посредством центрального канала, а выход диспергированной водогазовой смеси выполнен в виде центрально расположенного патрубка, закрепленного на второй торцевой стенке камеры струйного диспергатора.Such a device for implementing the method of developing an oil reservoir includes a jet pump with a conical nozzle on the central water supply pipe, a side gas supply pipe and a central water-gas mixture outlet. It is equipped with a hydrodynamic cavitation unit and a jet disperser, located sequentially behind the jet pump in a single housing. The hydrodynamic cavitation unit is made in the form of a chamber, on the end wall of which there is a glass having a central cavity and a tangential input for the gas-water mixture. The inkjet dispersant is made in the form of a chamber with a glass fixed to its end wall with a central cavity, radial inlets and a recess in the bottom of the glass. The cavities of the glasses of the cavitation unit and the jet dispersant are interconnected by means of a central channel, and the outlet of the dispersed water-gas mixture is made in the form of a centrally located nozzle fixed to the second end wall of the chamber of the jet dispersant.
Технический результат, который может быть получен при применении зтаявляемого устройства, заключается в диспергировании попутного нефтяного газа в воде для получения мелкодисперсной водогазовой смеси с газосодержанием от 1 до 80% и диаметре пузырьков газа в МВГС от 1 мкм до 100 мкм.The technical result that can be obtained by using the inventive device is to disperse associated petroleum gas in water to obtain a finely divided water-gas mixture with a gas content of from 1 to 80% and a diameter of gas bubbles in the MHSS from 1 μm to 100 μm.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке нефтяной залежи закачиваемая вода только частично вытесняет нефть и охватывает не весь объем продуктивной части пласта, поэтому нефтеотдача редко превышает 50%, а очень часто снижается до 20-30%.When developing an oil reservoir, the injected water only partially displaces the oil and does not cover the entire volume of the productive part of the reservoir, so oil recovery rarely exceeds 50%, and very often drops to 20-30%.
В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи и интенсификации добычи нефти. Задача решается следующим образом.The proposed method solves the problem of increasing oil recovery deposits and intensification of oil production. The problem is solved as follows.
В пласт нагнетают мелкодисперсную водогазовую смесь (МВГС), которая, обладая меньшей подвижностью, увеличивает охват пласта процессом вытеснения. За счет роста градиентов давления в пласте, увеличения объемного коэффициента и снижения вязкости нефти при растворении в ней газа, а также благодаря сегрегации газа в прикровельные части пласта увеличивается нефтеотдача пласта и возрастает продуктивность скважин по нефти. Изменяя размеры пузырьков газа и содержание газа в водогазовой смеси, процесс вытеснения адаптируют к конкретным геолого-промысловым характеристикам пласта в районе расположения конкретной нагнетательной скважины.A finely dispersed water-gas mixture (MVGS) is injected into the formation, which, having less mobility, increases the coverage of the formation by the displacement process. Due to the growth of pressure gradients in the formation, an increase in the volumetric coefficient and a decrease in the viscosity of oil when gas is dissolved in it, as well as due to gas segregation in the near-bed parts of the formation, the oil recovery increases and the productivity of the wells in oil increases. By changing the size of the gas bubbles and the gas content in the water-gas mixture, the displacement process is adapted to the specific geological and field characteristics of the formation in the area of the location of a particular injection well.
Повышение нефтеотдачи пласта может достигаться за счет изменения направления фильтрационных потоков, что в описываемом способе достигается за счет попеременного нагнетания водогазовой смеси и обычной воды. Водогазовая смесь снижает проводимость самых проницаемых зон, сегрегирующийся газ вытесняет нефть из малопроницаемых прикровельных частей пласта, а закачиваемая обычная вода вытесняет нефть из приподошвенных частей пласта.Enhanced oil recovery can be achieved by changing the direction of the filtration flows, which in the described method is achieved by alternately injecting a water-gas mixture and ordinary water. The water-gas mixture reduces the conductivity of the most permeable zones, the segregated gas displaces oil from the low-permeability cover parts of the reservoir, and the injected ordinary water displaces the oil from the bottom of the formation.
На фиг.1 представлено устройство (продольный разрез), посредством которого получают мелкодисперсную водогазовую смесь на устье нагнетательной скважины перед закачкой в пласт.Figure 1 presents the device (longitudinal section), through which receive a fine water-gas mixture at the mouth of the injection well before injection into the reservoir.
Устройство включает корпус 1, разделенный внутри перегородкой 2 с осевым коническим отверстием 3, в котором размещено коническое сопло 4, расположенное на центральном патрубке 5 подвода воды. К корпусу подсоединен боковой патрубок 6 подвода газа. Этот отсек корпуса, отделенный перегородкой 2, образует струйный насос, который засасывает газ и подает образующуюся водогазовую смесь в гидродинамический кавитационный узел, расположенный последовательно за струйным насосом в едином с ним корпусе 1. Гидродинамический кавитационный узел выполнен в виде камеры 7, на торцевой стенке 8 которой закреплен стакан 9, имеющий центральную полость 10 и тангенциальный ввод 11 для газожидкостной смеси. Далее водогазовая смесь направляется в струйный диспергатор, который выполнен в виде камеры 12 с закрепленным на ее торцевой стенке 13 стаканом 14 с центральной полостью 15, радиальными входными отверстиями 16 и углублением 17 в дне стакана 14. Полости стаканов 9 кавитационного узла и 14 струйного диспергатора сообщены между собой посредством центрального канала 18. Выход диспергированной водогазовой смеси осуществляется через центрально расположенный патрубок 19, закрепленный на второй торцевой стенке 20 камеры 12 струйного диспергатора.The device includes a housing 1, divided inside by a partition 2 with an axial conical opening 3, in which a conical nozzle 4 is located, located on the central pipe 5 of the water supply. A side pipe 6 for supplying gas is connected to the housing. This compartment compartment, separated by a partition 2, forms a jet pump that sucks in gas and delivers the resulting gas-gas mixture to a hydrodynamic cavitation unit located in series behind the jet pump in a single housing 1. The hydrodynamic cavitation unit is made in the form of a chamber 7, on the end wall 8 which fixed the glass 9 having a Central cavity 10 and a tangential inlet 11 for a gas-liquid mixture. Next, the gas-water mixture is sent to the jet dispersant, which is made in the form of a chamber 12 with a glass 14 with a central cavity 15 fixed on its end wall 13, radial inlet openings 16 and a recess 17 in the bottom of the glass 14. The cavity of the glasses 9 of the cavitation unit and 14 of the jet dispersant are communicated interconnected by means of a central channel 18. The dispersed water-gas mixture is discharged through a centrally located pipe 19 fixed to the second end wall 20 of the jet disperser chamber 12.
Устройство для получения мелкодисперсной водогазовой смеси работает следующим образом.A device for producing a finely divided water-gas mixture works as follows.
Через ввод газа 6 нагнетают газ, через осевой ввод воды 5 нагнетают воду. За счет конических поверхностей 3,4 скорость струи воды возрастает, обеспечивая эжектирование газа через кольцевой канал, образованный поверхностями 3,4. Происходит первое смешение газа и воды. Далее смесь газа и воды через тангенциально расположенные боковые отверстия 11 поступает в стакан 9 и закручивается. Происходит сообщение потоку вращательной составляющей скорости, наличие которой приводит к возникновению в потоке центробежных массовых сил и образованию радиального градиента статического давления. Вектор скорости потока отклоняется от осевого направления, а основной характеристикой закрученного течения является угол закрутки между вектором его суммарной скорости и осью канала. Вектор динамической (мгновенной) скорости состоит из осевой, радиальной и тангенциальной составляющих и за счет перераспределения осевой составляющей в тангенциальную и радиальную образуется кавитационная каверна. Вектор динамической скорости водогазовой смеси в стакане существенно превышает среднерасходную скорость (при этом максимальная скорость развивается около стенки кавитационной каверны, а у стенки стакана скорость минимальная). У оси наблюдается зона обратных течений, резкое падение давления и выделение мельчайших пузырьков воздуха из жидкости и кавитационные явления, способствующие интенсивной диспергации газа. Достигается высокая удельная поверхность контакта фаз и интенсивность перемешивания за счет воздействия на водогазовую смесь поля центробежных сил, способствующих интенсивному дроблению пузырьков газа и обновлению межфазной поверхности. В результате во внутреннем объеме стакана 9 образуется осевая кавитационная каверна и реализуются кавитационные процессы, приводящие к эффективному дроблению газовых пузырьков и гомогенизации получаемой мелкодисперсной водогазовой смеси. Размер пузырьков газа в воде уменьшается. Полученная смесь через осевое отверстие 18 поступает в стакан 14. При этом часть энергии турбулентной затопленной струи преобразуется в энергию акустических волн и реализуется процесс образования пульсирующей кавитационной области, образующейся между осевым отверстием 18 и дном углубления 17. Происходит дальнейшая диспергация и гомогенизация мелкодисперсной водогазовой смеси, которая через боковые отверстия 15 стакана 14 и патрубок 19 направляется в скважину.Gas is pumped through the gas inlet 6, water is pumped through the axial water inlet 5. Due to the conical surfaces 3.4, the speed of the water jet increases, providing ejection of gas through the annular channel formed by the surfaces 3.4. The first mixture of gas and water occurs. Next, the mixture of gas and water through the tangentially located side holes 11 enters the glass 9 and twists. There is a message to the flow of the rotational component of the velocity, the presence of which leads to the appearance of centrifugal mass forces in the flow and the formation of a radial gradient of static pressure. The flow velocity vector deviates from the axial direction, and the main characteristic of the swirling flow is the swirl angle between its total velocity vector and the channel axis. The dynamic (instantaneous) velocity vector consists of the axial, radial and tangential components, and due to the redistribution of the axial component into the tangential and radial components, a cavitation cavity is formed. The vector of the dynamic velocity of the water-gas mixture in the glass significantly exceeds the average consumption rate (in this case, the maximum speed develops near the wall of the cavitation cavity, and the minimum speed near the wall of the glass). The axis has a reverse flow zone, a sharp drop in pressure and the release of tiny air bubbles from the liquid and cavitation phenomena that contribute to intense gas dispersion. A high specific contact surface of the phases and the intensity of mixing is achieved due to the action of the centrifugal force field on the gas-water mixture, which contributes to the intense fragmentation of gas bubbles and the renewal of the interfacial surface. As a result, an axial cavitation cavity is formed in the internal volume of the glass 9 and cavitation processes are realized, which lead to efficient crushing of gas bubbles and homogenization of the resulting finely divided water-gas mixture. The size of gas bubbles in water decreases. The resulting mixture through the axial hole 18 enters the glass 14. In this case, part of the energy of the turbulent flooded jet is converted into the energy of acoustic waves and the process of formation of a pulsating cavitation region is formed between the axial hole 18 and the bottom of the recess 17. Further dispersion and homogenization of the finely dispersed water-gas mixture takes place. which through the side holes 15 of the glass 14 and the pipe 19 is sent to the well.
Регулирование соотношения жидкой и газовой фаз (коэффициента эжекции) и величины диаметров пузырьков газа в мелкодисперсной водогазовой смеси осуществляется перемещением сопла 4 ввода воды в осевом направлении с целью изменения площади проходного сечения кольцевого зазора струйного насоса и изменением расхода подаваемых на устройство воды и попутного нефтяного газа с помощью вентилей, расположенных соответственно на трубопроводах подачи воды и газа (на фиг.1 не показаны).The ratio of the liquid and gas phases (ejection coefficient) and the diameter of the gas bubbles in the finely dispersed water-gas mixture is regulated by moving the nozzle 4 of the water inlet in the axial direction in order to change the area of the passage section of the annular gap of the jet pump and changing the flow rate of water and associated petroleum gas supplied to the device using valves located respectively on the pipelines for supplying water and gas (not shown in figure 1).
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. Предлагаемые способ и устройство были испытаны в лабораторных условиях на насыпной модели пласта с характеристиками, представленными в таблице 1:Example 1. The proposed method and device were tested in laboratory conditions on a bulk model of the reservoir with the characteristics presented in table 1:
Основные характеристики модели пластаTable 1
The main characteristics of the reservoir model
Экспериментальные исследования включали в себя следующие этапы:Experimental studies included the following steps:
1. Насыщение модели пласта водно-солевым раствором (ВСР) с целью определения коэффициента проницаемости модели пласта для ВСР. Коэффициент проницаемости оказался равным 1,85·10-12 м2.1. Saturation of the reservoir model with water-salt solution (HRV) in order to determine the permeability coefficient of the reservoir model for HRV. The permeability coefficient was equal to 1.85 · 10 -12 m 2 .
2. Вытеснение ВСР керосином до полного прекращения выноса ВСР с целью моделирования условий нефтяного пласта, в фрагменте которого заблокированы остаточные запасы нефти. Критическая водонасыщенность составила 36,05%.2. The replacement of HRV with kerosene until the complete removal of HRV with the aim of modeling the conditions of the oil reservoir, in a fragment of which the residual oil reserves are blocked. The critical water saturation was 36.05%.
3. Фильтрация ВСР через модель пласта до полного прекращения выноса керосина с целью моделирования условий пласта, в фрагменте которого находятся остаточные запасы нефти. Остаточные запасы составили 27,2%.3. Filtration of HRV through the reservoir model until the complete removal of kerosene in order to simulate the conditions of the reservoir, in a fragment of which there are residual oil reserves. Residual reserves amounted to 27.2%.
4. Закачка МВГС в модель пласта для воздействия на пласт с целью исследования воздействия МВГС с разным содержанием газовой фазы на смоделированный нефтяной пласт. Четвертый этап состоял из трех подэтапов.4. Injection of MFGS into the reservoir model for stimulating the formation in order to study the effects of MFGS with different gas phase contents on the simulated oil reservoir. The fourth stage consisted of three sub-stages.
Первый подэтап заключался в закачке 10%-ной МВГС. При этом производилось измерение вязкости штатным капиллярным вискозиметром (зарегистрировано увеличение вязкости на 16% по сравнению с вязкостью соленой воды). Было прокачано 2,6 объема пор МВГС, коэффициент доизвлечения керосина составил 2,7%. Закачка 10%-ной МВГС была остановлена после полного прекращения выноса керосина из модели пласта.The first sub-step was to download a 10% MVGS. In this case, the viscosity was measured using a standard capillary viscometer (an increase in viscosity of 16% was recorded compared to the viscosity of salt water). It was pumped 2.6 pore volume MVGS, the coefficient of additional extraction of kerosene was 2.7%. The injection of a 10% MVGS was stopped after the complete removal of kerosene from the reservoir model.
После прекращения выхода керосина при использовании 10%-ной МВГС испытания продолжили при использовании 20%-ной смеси (20% метана в МВГС), что привело к возобновлению вытеснения.After stopping the release of kerosene using 10% MHF, the tests were continued using a 20% mixture (20% methane in MHF), which led to the resumption of displacement.
Второй подэтап заключался в закачке 20%-ной МВГС. Было прокачано 6,3 объема пор МВГС, при этом коэффициент доизвлечения керосина составил 7,6% остаточного керосина.The second sub-step was to download a 20% MVGS. 6.3 pore volume of the MHC was pumped, while the coefficient of additional extraction of kerosene was 7.6% of residual kerosene.
На третьем этапе после соответствующей модернизации как блока диспергации, так и модели пласта, была проведена закачка получаемой МВГС непосредственно в модель, минуя штатную промежуточную аккумулирующую емкость модели, что наиболее близко к реальным условиям применения предлагаемой технологии. При возобновлении закачки таким способом 20%-ной смеси было зафиксировано интенсивное выделение керосина на выходе модели практически сразу после начала закачки.At the third stage, after appropriate modernization of both the dispersion unit and the reservoir model, the obtained MHF was injected directly into the model, bypassing the standard intermediate storage capacity of the model, which is closest to the actual conditions of application of the proposed technology. When resuming injection of a 20% mixture in this way, an intense release of kerosene was detected at the output of the model almost immediately after the injection began.
Для измерения дисперсности газовой фазы в смеси под давлением 15,0 МПа использовался прозрачный участок циркуляционной системы и микроскоп МБС-10. С помощью средств аналитической микроскопии было зафиксировано, что в МВГС присутствует спектр пузырьков размером от менее 5 мкм до 50 мкм. Основную массу свободной газовой фазы составляют мелкие пузырьки размером от менее 5 мкм до 15-20 мкм.To measure the dispersion of the gas phase in the mixture under a pressure of 15.0 MPa, a transparent section of the circulation system and an MBS-10 microscope were used. Using analytical microscopy, it was recorded that a spectrum of bubbles with sizes ranging from less than 5 microns to 50 microns is present in the MHSS. The bulk of the free gas phase is made up of small bubbles ranging in size from less than 5 microns to 15-20 microns.
Основные условия проведения и результаты экспериментальных исследований (Таблица 2) представлены ниже:The main conditions and results of experimental studies (Table 2) are presented below:
Пример 2. Разрабатывается нефтяная залежь со следующими характеристиками: коллектор представлен чередованием песчано-алевролитовых и глинистых слоев мощностью от нескольких метров до десятков метров, нефтенасыщенная толщина 8 м, абсолютные отметки кровли 1665-1705 м, проницаемость до 4*10-1 мкм2, средний эффективный диаметр пор коллектора залежи равен 150 мкм, приемистость нагнетательных скважин без штуцера 500-1000 м3/сут, средняя приемистость нагнетательных скважин поддерживается штуцированием на уровне 500 м3/сут, вязкость нефти - 2,4 мПа·сExample 2. An oil reservoir is developed with the following characteristics: the reservoir is represented by alternating sand-siltstone and clay layers with a thickness of several meters to tens of meters, oil-saturated thickness of 8 m, absolute marks of the roof 1665-1705 m, permeability up to 4 * 10 -1 μm 2 , the average effective pore diameter of the reservoir reservoir is 150 μm, the injectivity of injection wells without a nozzle is 500-1000 m 3 / day, the average injectivity of injection wells is maintained by plating at 500 m 3 / day, the oil viscosity is 2.4 MPa · s
Текущие извлекаемые запасы оцениваются в пределах 4,5-5,0 млн. т при годовой добыче 0,3 млн. т. Накопленная добыча нефти на участке с начала разработки - 22030,2 тыс.т, жидкости - 198369,3 тыс.т. Добыча осуществляется электропогружными насосами и газлифтным способом. По текущему состоянию фонд добывающих скважин по участку составляет 90 шт., нагнетательных - 28 шт. Среднесуточный дебит нефти действующих скважин - 9,6 т/сут, жидкости - 303,9 т/сут, обводненность продукции действующего фонда достигает 96,5%.Current recoverable reserves are estimated at 4.5-5.0 million tons with an annual production of 0.3 million tons. Cumulative oil production at the site since the start of development is 22030.2 thousand tons, liquids - 198369.3 thousand tons . Extraction is carried out by electric submersible pumps and gas-lift method. According to the current state, the stock of producing wells in the area is 90 pcs., Injection - 28 pcs. The average daily oil production rate of operating wells is 9.6 tons / day, liquids - 303.9 tons / day, the water cut of the existing stock reaches 96.5%.
На выбранном участке закачивают мелкодисперсную водогазовую смесь, полученную диспергированием попутного нефтяного газа в подтоварной воде при давлении подтоварной воды порядка 10-11 МПа и давлении газа в пределах до ±20% от давления подтоварной воды, т.е. от 8,0 до 13,2 МПа. Для образования мелкодисперсной смеси используют устройства согласно чертежа. Полученная на устье нагнетательной скважины мелкодисперсная водогазовая смесь за счет давления в системе ППД закачивается в пласт либо в непрерывном режиме, либо циклами. При этом закачка мелкодисперсной водогазовой смеси производится до снижения приемистости скважины по смеси более 50% от первоначальной приемистости скважины по воде. Газосодержание смеси при давлении ее образования (около 10,0 МПа) колеблется от 10 до 40 процентов и зависит от приемистости скважины, а также перепада давления на штуцере. При объеме микропузырьков газа, составляющих от 10 до 40% от объема подтоварной воды, средняя плотность раствора составляет от 820 до 920 кг/м3.At the selected site, a finely dispersed water-gas mixture is obtained, obtained by dispersing associated petroleum gas in produced water at a produced water pressure of about 10-11 MPa and a gas pressure of up to ± 20% of the produced water pressure, i.e. from 8.0 to 13.2 MPa. For the formation of a finely dispersed mixture using the device according to the drawing. The finely dispersed water-gas mixture obtained at the mouth of the injection well is pumped into the formation either continuously or in cycles due to pressure in the RPM system. At the same time, the finely dispersed water-gas mixture is injected until the well injectivity in the mixture decreases by more than 50% of the initial water injectivity of the well. The gas content of the mixture at a pressure of its formation (about 10.0 MPa) varies from 10 to 40 percent and depends on the injectivity of the well, as well as the pressure drop across the nozzle. When the volume of microbubbles of gas, comprising from 10 to 40% of the volume of produced water, the average density of the solution is from 820 to 920 kg / m 3 .
Мелкодисперсную водогазовую смесь закачивают в течение 1 года через нагнетательные скважины, через добывающие скважины отбирают нефть. За 1 год расчетная дополнительная добыча нефти составит 21,0 тыс.т.Fine water-gas mixture is pumped for 1 year through injection wells, oil is taken through production wells. For 1 year, the estimated additional oil production will amount to 21.0 thousand tons.
Пример 3. Выполняют как пример 2. Проводят чередование закачки через нагнетательные скважины через 30 сут мелкодисперсной водогазовой смеси и подтоварной воды разрабатываемой залежи. За 1 год расчетная дополнительная добыча нефти составит 27,0 тыс.т.Example 3. Perform as example 2. Alternate injection through injection wells after 30 days of finely dispersed water-gas mixture and produced water of the developed reservoir. For 1 year, the estimated additional oil production will be 27.0 thousand tons.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003127618/03A RU2266396C2 (en) | 2003-09-12 | 2003-09-12 | Method and device for oil pool development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003127618/03A RU2266396C2 (en) | 2003-09-12 | 2003-09-12 | Method and device for oil pool development |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2003127618A RU2003127618A (en) | 2005-05-10 |
| RU2266396C2 true RU2266396C2 (en) | 2005-12-20 |
Family
ID=35746259
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003127618/03A RU2266396C2 (en) | 2003-09-12 | 2003-09-12 | Method and device for oil pool development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2266396C2 (en) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2009134158A1 (en) * | 2008-04-28 | 2009-11-05 | Schlumberger Canada Limited | Method for monitoring flood front movement during flooding of subsurface formations |
| RU2455481C1 (en) * | 2008-04-28 | 2012-07-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of monitoring of flooding area expansion during flooding of underground formations |
| CN102879362A (en) * | 2012-09-19 | 2013-01-16 | 有色金属矿产地质调查中心 | Collection-expansion type mixing module for gas transmission system of atomic fluorescence spectrometer |
| RU2477784C1 (en) * | 2011-10-25 | 2013-03-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Method for developing oil-gas field using water-gas impact |
| RU2498056C2 (en) * | 2009-10-12 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Oil deposit development method |
| RU2542059C2 (en) * | 2013-05-29 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Method of increase of reservoir recovery by injection of water-gas mixture |
| RU2659444C2 (en) * | 2015-09-22 | 2018-07-02 | Публичное акционерное общество "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" | Method of preparation and purification of finely divided water-gas mixture into injection well and device for the mixture preparation |
| RU2768835C1 (en) * | 2019-09-24 | 2022-03-24 | Петрочайна Компани Лимитед | Method, device and system for extraction of residual oil contained in pores of oil reservoir using pressure varied with low frequency |
| US20230235211A1 (en) * | 2022-01-26 | 2023-07-27 | Saudi Arabian Oil Company | Selective and on-demand near wellbore formation permeability improvement with in-situ cavitation of nanobubbles |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113494269B (en) * | 2020-04-08 | 2023-04-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | Protection control device and method under condition of increasing instantaneous flow of gas |
| CN113929243A (en) * | 2020-06-29 | 2022-01-14 | 中国石油天然气集团有限公司 | Processing equipment and processing method for hydraulic cavitation composite sterilization of fracturing flow-back fluid |
-
2003
- 2003-09-12 RU RU2003127618/03A patent/RU2266396C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2009134158A1 (en) * | 2008-04-28 | 2009-11-05 | Schlumberger Canada Limited | Method for monitoring flood front movement during flooding of subsurface formations |
| RU2455481C1 (en) * | 2008-04-28 | 2012-07-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of monitoring of flooding area expansion during flooding of underground formations |
| US8695703B2 (en) | 2008-04-28 | 2014-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method for monitoring flood front movement during flooding of subsurface formations |
| RU2498056C2 (en) * | 2009-10-12 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Oil deposit development method |
| RU2477784C1 (en) * | 2011-10-25 | 2013-03-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Method for developing oil-gas field using water-gas impact |
| CN102879362A (en) * | 2012-09-19 | 2013-01-16 | 有色金属矿产地质调查中心 | Collection-expansion type mixing module for gas transmission system of atomic fluorescence spectrometer |
| RU2542059C2 (en) * | 2013-05-29 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Method of increase of reservoir recovery by injection of water-gas mixture |
| RU2659444C2 (en) * | 2015-09-22 | 2018-07-02 | Публичное акционерное общество "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" | Method of preparation and purification of finely divided water-gas mixture into injection well and device for the mixture preparation |
| RU2768835C1 (en) * | 2019-09-24 | 2022-03-24 | Петрочайна Компани Лимитед | Method, device and system for extraction of residual oil contained in pores of oil reservoir using pressure varied with low frequency |
| US20230235211A1 (en) * | 2022-01-26 | 2023-07-27 | Saudi Arabian Oil Company | Selective and on-demand near wellbore formation permeability improvement with in-situ cavitation of nanobubbles |
| US11807807B2 (en) * | 2022-01-26 | 2023-11-07 | Saudi Arabian Oil Company | Selective and on-demand near wellbore formation permeability improvement with in-situ cavitation of nanobubbles |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2003127618A (en) | 2005-05-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10822539B2 (en) | Methods for hydrocarbon recovery | |
| US20050077636A1 (en) | Method and apparatus for enhanced oil recovery by injection of a micro-dispersed gas-liquid mixture into the oil-bearing formation | |
| US6209641B1 (en) | Method and apparatus for producing fluids while injecting gas through the same wellbore | |
| RU2266396C2 (en) | Method and device for oil pool development | |
| US4730676A (en) | Downhole foam generator | |
| US11585195B2 (en) | Treatment of subterranean formations | |
| CN104685154B (en) | Multi-phase separation system | |
| Sun et al. | Properties of multi-phase foam and its flow behavior in porous media | |
| CN103338827A (en) | Separation of two fluid immiscible phases for downhole applications | |
| RU2389869C1 (en) | Method of preparing and supplying heterogeneous mixtures to formation, and plant for method's implementation | |
| RU2274731C2 (en) | Oil production method and facility | |
| RU2377172C1 (en) | Underground gas storages in depleted oil and oil and gas reservoirs construction and operation method | |
| CN108979604A (en) | A method of non-phase-mixing driving carbon dioxide mobility is controlled using oil-based foam | |
| RU2381353C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2136859C1 (en) | Method of development of oil fields | |
| RU2293214C2 (en) | Method of action on pre-bottom zone of well in hydrocarbon field with bottom water and recovery of oil and water by pumps-compressors with separate intake for coneless operation of well | |
| RU2128770C1 (en) | Method for treating bottom-hole zone of bed | |
| RU2190757C1 (en) | Process of extraction of oil | |
| RU64938U1 (en) | GAS-LIQUID DISPERSANT | |
| Abubakar et al. | Effect of water-soluble drag-reducing polymer on flow patterns and pressure gradients of oil/water flow in horizontal and upward-inclined pipes | |
| RU2199653C1 (en) | Process of development of oil deposit | |
| RU2357074C1 (en) | Method of raising oil recovery from horizons by means of pumping water-gas mixture into horizon | |
| SU1703809A1 (en) | Method of gravel packing | |
| RU2324809C2 (en) | Compressed gas production method | |
| RU2123586C1 (en) | Method for development of oil deposit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20050913 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent | ||
| PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20070209 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20110317 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120913 |