EA039711B1 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- EA039711B1 EA039711B1 EA202100160A EA202100160A EA039711B1 EA 039711 B1 EA039711 B1 EA 039711B1 EA 202100160 A EA202100160 A EA 202100160A EA 202100160 A EA202100160 A EA 202100160A EA 039711 B1 EA039711 B1 EA 039711B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- aqueous solution
- oil
- formation
- injection
- gas
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 48
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 24
- KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N potassium dichromate Chemical compound [K+].[K+].[O-][Cr](=O)(=O)O[Cr]([O-])(=O)=O KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 13
- XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M potassium benzoate Chemical compound [K+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1 XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 30
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 23
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 12
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 8
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 35
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 27
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 19
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 17
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 15
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 15
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 14
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 14
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 11
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 9
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 4
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- WGLPBDUCMAPZCE-UHFFFAOYSA-N Trioxochromium Chemical compound O=[Cr](=O)=O WGLPBDUCMAPZCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 2
- 239000011260 aqueous acid Substances 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 2
- FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N potassium nitrate Chemical compound [K+].[O-][N+]([O-])=O FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 125000000118 dimethyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 235000019439 ethyl acetate Nutrition 0.000 description 1
- 125000005909 ethyl alcohol group Chemical group 0.000 description 1
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004323 potassium nitrate Substances 0.000 description 1
- 235000010333 potassium nitrate Nutrition 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000007342 radical addition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012261 resinous substance Substances 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 239000004317 sodium nitrate Substances 0.000 description 1
- 235000010344 sodium nitrate Nutrition 0.000 description 1
- VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N sodium nitrate Inorganic materials [Na+].[O-][N+]([O-])=O VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N sulfur monoxide Chemical class S=O XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052815 sulfur oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 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
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
- E21B43/2408—SAGD in combination with other methods
-
- 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу повышения нефтеотдачи месторождения с использованием тепловых, химических и газовых методов. Задачей изобретения является повышение эффективности способа за счет использования энергетического потенциала пласта и недорогостоящих химических реагентов, увеличение коэффициента вытеснения и обеспечение безопасного осуществления процесса. Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем последовательную закачку в скважину водных растворов калиевой соли и кислоты, перед закачкой водного раствора кислоты в пласт закачивают легкую нефть или газоконденсат, а после закачки водного раствора кислоты - воздух с последующим проталкиванием водой, при этом в качестве водного раствора кислоты используют водный раствор серной кислоты, а в качестве водного раствора калиевой соли - 16%-ный водный раствор бихромата калия.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу повышения нефтеотдачи месторождения с использованием тепловых, химических и газовых методов.
Известен способ повышения нефтеотдачи месторождения, включающий термогазовое воздействие на пласт посредством последовательного закачивания в пласт кислородсодержащего газа и воды на месторождениях с пластовой температурой 90-200°C, а после закачивания кислородсодержащего газа и перед закачиванием воды закачивают в пласт раствор бикарбоната натрия или калия или их смеси с концентрацией 20-80 г/л [1].
Недостатком способа является его низкая эффективность для низкотемпературных пластов.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий внутрипластовые окислительные реакции путем закачки в пласт через нагнетательную скважину нагретой воды и воздуха с водовоздушным отношением 0,006-0,015 м3/нм3, причем температуру продуктивного пласта доводят до 70200°C [2].
Недостатком данного способа является низкая эффективность в результате теплопотерь при закачке нагретой воды, в особенности в глубокозалегающих продуктивных пластах.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ термохимической обработки призабойной зоны скважины, включающий последовательную закачку в пласт кислородсодержащего органического соединения, водного насыщенного раствора нитрата натрия или калия и 30-35%-ного водного раствора соляной кислоты, причем в качестве кислородсодержащего органического вещества используют диметиловый и уксусный эфиры, метиловый и этиловый спирты, глицерин, ацетон и др. [3].
Недостатками способа являются низкая глубина обработки пласта, низкий коэффициент вытеснения, многокомпонентность и связанная с этим многоэтапность процесса, а также высокая коррозионная агрессивность компонентов системы и продуктов ее термохимического превращения. Эффективность этого способа также невелика, так как, кроме использования дорогих реагентов, недостатком является и то, что соляная кислота может не полностью прореагировать с нитратами и выделится недостаточно теплоты для образования необходимого количества кислорода из кислородосодержащих веществ. При этом прогрев призабойной зоны окажется непродолжительным и слабым, недостаточным для перевода в текучее состояние асфальтосмолистых веществ, а при известняковом коллекторе не вступившая в реакцию соляная кислота будет разрушать, кроме кольматирующего цемента, и сами фильтрующие каналы.
Задачей изобретения является повышение эффективности способа за счет использования энергетического потенциала пласта и недорогостоящих химических реагентов, увеличение коэффициента вытеснения и обеспечение безопасного осуществления процесса.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем последовательную закачку в скважину водных растворов калиевой соли и кислоты, перед закачкой водного раствора кислоты в пласт закачивают легкую нефть или газоконденсат, а после закачки водного раствора кислоты - воздух с последующим проталкиванием водой, при этом в качестве водного раствора кислоты используют водный раствор серной кислоты, а в качестве водного раствора калиевой соли - 16%-ный водный раствор бихромата калия.
Сущность способа заключается в том, что для возможности осуществления процесса термогазового воздействия, заключающегося в низкотемпературном окислении нефти в результате закачки в пласт кислородсодержащего газа, на месторождениях с низкими пластовыми температурами предварительно в скважину закачивают реагенты, способные вступить в экзотермическую реакцию с выделением большого количества тепла. В предложенном способе в нагнетательную скважину закачивают водный раствор бихромата калия K2Cr2O7, обладающий сильными окислительными свойствами. После бихромата калия в пласт закачивают легкую нефть или газоконденсат, который служит разделителем и предотвращает преждевременное смешение закачанных растворов бихромата калия и серной кислоты. Также закачка разделителя способствует более глубокому проникновению растворов в пласт.
Известно, что в пласте вблизи нагнетательной скважины содержится незначительный объем нефти, а в большинстве случаев лишь остаточная нефть. Это снижает интенсивность окислительных реакций и выделение в большом количестве тепла и продуктов реакции в этой зоне. Закачка в качестве разделителя легкой нефти или газового конденсата увеличивает эффективность окислительных реакций между бихроматом калия и углеводородами, способствуя выделению больших объемов тепла и продуктов реакции.
В результате реакции пластовой нефти и закачанной в качестве разделителя легкой нефти или газоконденсата с окислителем (раствором бихромата калия) нефть присоединяет к себе кислород и происходит образование пероксидов. Процесс происходит радикальными механизмами.
Механизм реакции радикального присоединения и механизм окисления следующий:
- 1 039711
RH + ·Ο-Ο· —> R’ + ΗΟΟ·
R· + ·Ο-Ο· -► ROO*
ROO* + R'H — ROOH +R'·
R· + R'· —> R + R'
R^+ROO· -> R'OOR
R'«+ROO· -► R'OOR
ROOH RO· + ·ΟΗ
Таким образом, в первой стадии происходит инициирование процесса для интенсификации окислительных реакций. С этой целью в скважину вводится легкоокисляющийся агент.
В процессе окисления происходит образование альдегидов, спиртов, кислот и т.д.
После этого в пласт закачивают серную кислоту:
При взаимодействии бихромата калия с серной кислотой образуется ангидрид хрома и выделяется тепло. Хромовый ангидрид вступает в реакцию с органическими веществами - спиртами, кетонами и т.д., которые образовались при холодном окислении нефти, что способствует дополнительному росту температуры. В результате экзотермической реакции выделяется большое количество тепла.
После этого в пласт закачивают воздух. Поступление в пласт кислорода, присутствующего в составе закачанного воздуха, а также разогрев среды за счет выделившегося в результате экзотермических реакций тепла способствуют усилению процесса окисления. В результате окислительных реакций выделяется большое количество тепла, легких жидких углеводородов, углеводородных газов и углекислого газа. На следующем этапе происходит разрастание процесса окисления, в результате в пласте увеличивается количество образовавшихся газов и повышается давление. В пласте формируются тепловая и нефтевытесняющая оторочки. Происходят фазовые переходы, физико-химические изменения пластовых жидкостей и газов. Дополнительный перепад давления способствует увеличению процесса вытеснения нефти.
Скорость и температура окисления прямо пропорциональны составу углеводородов, количеству смеси, влажности и концентрации молекул кислорода. Закачка серной кислоты значительно снижает температуру активизации процесса окисления бихромата калия. Таким образом, подача воздуха и дальнейшее вступление углеводородов в экзотермическую реакцию с кислородом обеспечивают прогрев пористой среды до температуры начала самопроизвольного внутрипластового процесса окисления.
Учитывая, что в отличие от внутрипластового горения процессы окисления нефти происходят при температуре до 250°C, выделения вредных продуктов глубокой термоокислительной деструкции нефти, таких как оксиды серы, не наблюдается.
Таким образом, закачка химических реагентов обеспечивает начало процесса окисления, его равномерное распределение в призабойной зоне, расширение области, обеспечивающей начало процесса, выравнивание фронта движения зоны экзотермических реакций.
Кислород, входящий в состав закачанного следом воздуха, вступает в низкотемпературную окислительную реакцию нефти. Сформированные в процессе окисления тепловой и нефтевытесняющий фронты способствуют существенному увеличению нефтеотдачи пласта. Закачанная следом вода создает в пласте движущуюся зону экзотермических реакций.
В результате окисления пластовых углеводородов кислородом, присутствующим в закачанном воздухе, в пласте образуются газы CO2, CO, N2, широкая фракция лёгких углеводородов и вода. Образованные газы создают дополнительный градиент давления в пласте, часть газов растворяется в пластовых флюидах, изменяя вязкость, pH, поверхностное натяжение среды в сторону увеличения процесса вытеснения нефти из пласта к добывающим скважинам. При достижении температуры выше 65°C в самопроизвольных внутрипластовых окислительных реакциях расходуется весь закачанный в пласт кислород, что обеспечивает безопасность реализации процесса термогазового воздействия. При низких пластовых температурах (ниже 60-65°C) в результате теплопотерь в пласте без дополнительного разогрева среды осуществить процесс термогазового воздействия невозможно.
Эффективность способа повышается в связи с использованием энергетического потенциала пласта, недорогостоящих химических реагентов, а также неограниченной доступностью нагнетаемого воздуха.
Повышение температуры пласта способствует увеличению подвижности нефти, снижению вязкости, межфазного натяжения, что облегчает движение нефти к добывающим скважинам. Закачанная в пласт серная кислота, полученные в результате экзотермических реакций продукты и повышение температуры среды способствуют расплавлению и отмыву асфальтеносмолопарафиновых отложений с поверхности породы. Воздействие закачанной и полученной в результате реакций кислот на породу увеличивается с увеличением температуры, что приводит к росту проницаемости пористой среды.
Следует отметить, что в предложенном способе существует дополнительная стадия, включающая реакцию бихромата калия с закачанной легкой нефтью или конденсатом, а также с остаточной нефтью призабойной зоны, в результате чего образуются альдегиды, спирты, кислоты и т.д. Это увеличивает ин
- 2 039711 дукционный период экзотермических реакций и, соответственно, в отличие от прототипа значительно увеличивается глубина обработки пласта и тепловой эффект.
В способе используются раствор бихромата калия (ГОСТ 2652-78), серная кислота (ГОСТ 2184-2013), газовый конденсат стабильный (ГОСТ Р 54389-2011).
Способ осуществляется следующим образом. Выбирается участок месторождения с нагнетательной и добывающими скважинами для реализации процесса, проверяется техническое состояние выбранной под нагнетание скважины. В скважину последовательно закачивают 16%-ный водный раствор бихромата калия, легкую нефть или газовый конденсат, водный раствор серной кислоты. Вслед за реагентами в пласт нагнетается воздух в количестве 30% от объема пор. После этого производится закачка в пласт воды.
Способ проверен в лабораторных условиях.
Пример 1.
В колбу, снабженную мешалкой и термометром, заливали водный раствор 16%-ного бихромата калия, легкую нефть или газовый конденсат и перемешивали при комнатной температуре (20°C). Затем к смеси добавляли раствор серной кислоты. Наблюдали за увеличением температуры смеси и фиксировали время повышения температуры. Результаты экспериментов показаны в табл. 1.
Таблица 1
| № опыта | Раствор бихромата калия, мл | У глево дородный разделитель, мл | Раствор серной кислоты, мл | Температура смеси, °C | Время повышения температуры, мин |
| 1 | 18 | Легкая нефть 20 | 2 | 168 | 46 |
| 2 | 17 | Г азоконденсат20 | 3 | 203 | 59 |
| 3 | 16 | Легкая нефть 20 | 4 | 245 | 65 |
| 4 | 15 | Газоконденсат20 | 5 | 278 | 74 |
| 5 | 14 | Легкая нефть 20 | 6 | 302 | 83 |
| 6 | 13 | Г азоконденсат20 | 7 | 275 | 97 |
| 7 | По прототипу | 156 | 103 |
В результате добавки к бихромату калия легкой нефти или газоконденсата происходит холодное окисления. Добавка раствора серной кислоты способствует интенсификации экзотермических реакций и росту температуры. Максимальный эффект получается в опытах 4 и 5 при добавке 14-15 мл бихромата калия, 20 мл газоконденсата или легкой нефти и 5-6 мл раствора серной кислоты. В этом случае температура смеси значительно поднимается и достигает 300°C. Проведен опыт по прототипу, где значение максимальной температуры смеси достигало 156°C, а время повышения составило 103 мин (табл. 1).
Пример 2.
Способ испытан на экспериментальной установке, включающей линейную модель пласта, приспособления для сепарации, замера и отбора проб газа, нефти и воды. Длина линейной модели пласта составляла 1,2 м, внутренний диаметр 0,04 м. Пористая среда состояла из кварцевого песка. Создавалась модель сильнообводненного пласта. После этого в модель при термостатировании (при температуре 40°C), соблюдая пропорции предыдущего опыта, закачивали 16%-ный раствор бихромата калия в количестве 15% от объема пор, далее закачивали раствор серной кислоты в количестве 5% от объема пор. Первое экспериментальное исследование проводили без разделителя. Во втором и третьем экспериментах между реагентами закачивали 20 мл в одном случае легкой нефти, в другом - газового конденсата. Через некоторое время после закачки реагентов наблюдается рост температуры, что свидетельствует о начале процесса окисления. Далее в модели закачивают воздух в количестве 30% от объема пор, что способствует интенсификации окислительных реакций. Модели закрывают и наблюдают за ростом давления и температуры. В дальнейшем на вход модели вновь подают воду и определяли коэффициент вытеснения. Эксперименты проводили также в соответствии с прототипом. Результаты показаны в табл. 2.
Таблица 2
| № опыта | Начальный коэффициент вытеснения„д. ед | Разделитель | Темпе- ратура, °C | Давление, МПа | Время роста температуры, ч | Конечный коэффициент нефтевытеснения, д.ед. | Прирост коэффициента вытеснения, % |
| 1 | 0,571 | Отсутствует | 145 | 0,40 | 7,0 | 0,747 | 17,6 |
| 2 | 0,548 | Легкая нефть | 208 | 0,60 | 6,7 | 0,743 | 19,5 |
| 3 | 0,553 | Газоконденсат | 212 | 0,62 | 6,1 | 0,750 | 19,7 |
| 4 по прототипу | 0,558 | 90 | 0,32 | 8,3 | 0,671 | 11,3 |
- 3 039711
Как видно из экспериментальных исследований, в случае, когда в модель не закачивался разделитель (опыт 1), интенсивность экзотермических реакций значительно ниже. Это видно из наблюдений за динамикой давления и температуры. Коэффициент вытеснения в данном эксперименте составляет 17,6%. В опытах 2 и 3, проводимых с использованием разделителя, после закачки реагентов наблюдается больший рост температуры и давления, температура достигает значения выше 200°С, а давление - выше 0,6 МПа. Прирост коэффициента вытеснения в этих экспериментах составил в среднем 19,6%. Опыт 4 проводился в соответствии с прототипом. В данном случае прирост коэффициента вытеснения составил 11,3%.
Пример 3.
В процессе экспериментальных исследований, приведенных в примере 2, отбирались и анализировались пробы воды и газа. Определялся компонентный состав газа, pH воды, скорость коррозии. Результаты показаны в табл. 3.
Таблица 3
| № опыта | Количество СОг в составе пробы газа, % | Количество SO2 в составе пробы газа, % | Количество О2 в составе пробы газа, % | pH | Скорость коррозии, г/м2час |
| 1 | 15 | следы | 0,01 | 7 | 0,01 |
| 2 | 20 | — | — | 8 | 0 |
| 3 | 22 | — | — | 8 | 0 |
| 4 | 10 | 2 | 0,02 | 7 | 0,03 |
Как показали результаты анализов, в первом опыте без использования разделителя количество образовавшегося углекислого газа меньше, чем в последующих, в пробе имеются следы сернистого газа и небольшое количество кислорода. Эти показатели свидетельствуют о недостаточной скорости окислительных процессов. Значение pH в этом опыте составляет 7, а скорость коррозии 0,01 г/м2-ч. В опытах 2 и 3 с использованием разделителя содержание углекислого газа в составе пробы увеличивается, а сернистый газ и кислород отсутствуют, что свидетельствует о более эффективных окислительных процессах в модели пористой среды. Также увеличивается pH среды, а скорость коррозии равна нулю. Последний опыт 4 проводился в соответствии с прототипом. Из табл. 3 видно, что его результаты не удовлетворительные.
Литература.
1. RU 2277632, Е21В 43/22,43/24, 2006.
2. А.с. СССР № 1241748, Е21В 43/24, 1996.
3. RU 2023874, Е21В 43/24, 43/27, 1994.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
Claims (1)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯСпособ разработки нефтяной залежи, включающий последовательную закачку в скважину водных растворов калиевой соли и кислоты, отличающийся тем, что перед закачкой водного раствора кислоты в пласт закачивают легкую нефть или газовый конденсат, а после закачки водного раствора кислоты - воздух с последующим проталкиванием водой, при этом в качестве водного раствора кислоты используют водный раствор серной кислоты, а в качестве водного раствора калиевой соли - 16%-ный водный раствор бихромата калия.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA202100160A EA039711B1 (ru) | 2021-03-10 | 2021-03-10 | Способ разработки нефтяной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA202100160A EA039711B1 (ru) | 2021-03-10 | 2021-03-10 | Способ разработки нефтяной залежи |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA202100160A1 EA202100160A1 (ru) | 2022-03-01 |
| EA039711B1 true EA039711B1 (ru) | 2022-03-03 |
Family
ID=81075111
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA202100160A EA039711B1 (ru) | 2021-03-10 | 2021-03-10 | Способ разработки нефтяной залежи |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA039711B1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU953191A1 (ru) * | 1980-08-08 | 1982-08-23 | Северо-Кавказский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ кислотной обработки пласта |
| US4702317A (en) * | 1986-09-02 | 1987-10-27 | Texaco Inc. | Steam foam floods with a caustic agent |
| RU2266398C2 (ru) * | 2001-09-27 | 2005-12-20 | Позднышев Геннадий Николаевич | Способ повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2277632C1 (ru) * | 2005-03-04 | 2006-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Объединенный центр исследований и разработок "ООО"ЮРД-Центр" | Способ повышения нефтеотдачи месторождения |
| WO2012091880A2 (en) * | 2010-12-29 | 2012-07-05 | Shell Oil Company | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery from a formation containing a crude oil |
-
2021
- 2021-03-10 EA EA202100160A patent/EA039711B1/ru unknown
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU953191A1 (ru) * | 1980-08-08 | 1982-08-23 | Северо-Кавказский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ кислотной обработки пласта |
| US4702317A (en) * | 1986-09-02 | 1987-10-27 | Texaco Inc. | Steam foam floods with a caustic agent |
| RU2266398C2 (ru) * | 2001-09-27 | 2005-12-20 | Позднышев Геннадий Николаевич | Способ повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2277632C1 (ru) * | 2005-03-04 | 2006-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Объединенный центр исследований и разработок "ООО"ЮРД-Центр" | Способ повышения нефтеотдачи месторождения |
| WO2012091880A2 (en) * | 2010-12-29 | 2012-07-05 | Shell Oil Company | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery from a formation containing a crude oil |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA202100160A1 (ru) | 2022-03-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2126084C1 (ru) | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта | |
| US8962536B2 (en) | Heat generating system for enhancing oil recovery | |
| CA2919577C (fr) | Reservoir stimulation by energetic chemistry | |
| MX2011002513A (es) | Composiciones para disminuir la viscosidad de petroleo que desprende gas para estimular la capa productiva de un yacimiento de petroleo. | |
| SU1574799A1 (ru) | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2102589C1 (ru) | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта и ствола скважины | |
| EA039711B1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2153576C1 (ru) | Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов | |
| US1978655A (en) | Process for increasing the production of oil wells | |
| RU2117756C1 (ru) | Способ извлечения тяжелых нефтей | |
| RU2440490C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2277632C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи месторождения | |
| RU1353022C (ru) | Способ разработки залежи нефти | |
| CN104453819A (zh) | 一种火烧油层的化学点火方法 | |
| SU1645475A1 (ru) | Способ разработки нефт ного месторождени | |
| SU640023A1 (ru) | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2393346C1 (ru) | Способ добычи углеводородов | |
| WO2023068971A1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи месторождений тяжелых нефтей и битумов | |
| RU2068086C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2235871C2 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2786927C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи месторождений тяжёлых нефтей и битумов, обеспечивающий добычу облагороженной нефти и водородсодержащего газа | |
| Dieva et al. | Hydrodynamic analysis of the efficiency of thermochemical methods at deposits with complicated development conditions | |
| EA036676B1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2522690C2 (ru) | Способ добычи вязкой нефти | |
| RU2534873C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |