RU2361074C2 - Способ разработки залежей высоковязких нефтей (варианты) - Google Patents
Способ разработки залежей высоковязких нефтей (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2361074C2 RU2361074C2 RU2007113251/03A RU2007113251A RU2361074C2 RU 2361074 C2 RU2361074 C2 RU 2361074C2 RU 2007113251/03 A RU2007113251/03 A RU 2007113251/03A RU 2007113251 A RU2007113251 A RU 2007113251A RU 2361074 C2 RU2361074 C2 RU 2361074C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- ammonium
- solution
- sas
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 64
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 32
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 claims abstract description 32
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims abstract description 15
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 58
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 42
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 19
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims description 14
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 14
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 10
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 7
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 4
- SOIFLUNRINLCBN-UHFFFAOYSA-N ammonium thiocyanate Chemical compound [NH4+].[S-]C#N SOIFLUNRINLCBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- IEDVJHCEMCRBQM-UHFFFAOYSA-N trimethoprim Chemical compound COC1=C(OC)C(OC)=CC(CC=2C(=NC(N)=NC=2)N)=C1 IEDVJHCEMCRBQM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 2
- CESKLHVYGRFMFP-UHFFFAOYSA-N sulfonmethane Chemical compound CCS(=O)(=O)C(C)(C)S(=O)(=O)CC CESKLHVYGRFMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 31
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 11
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 6
- 229920000847 nonoxynol Polymers 0.000 description 5
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical class CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 150000008055 alkyl aryl sulfonates Chemical class 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- ZMZDMBWJUHKJPS-UHFFFAOYSA-M Thiocyanate anion Chemical compound [S-]C#N ZMZDMBWJUHKJPS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- DVARTQFDIMZBAA-UHFFFAOYSA-O ammonium nitrate Chemical group [NH4+].[O-][N+]([O-])=O DVARTQFDIMZBAA-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- -1 and steam Chemical compound 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical class OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- ZMZDMBWJUHKJPS-UHFFFAOYSA-N hydrogen thiocyanate Natural products SC#N ZMZDMBWJUHKJPS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Lubricants (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может быть использовано для добычи высоковязкой нефти при тепловом воздействии на пласт. Технический результат - увеличение эффективности паротеплового воздействия на пласт высоковязкой нефти. В способе разработки залежей высоковязких нефтей путем паротеплового воздействия, включающем закачку чередующимися оторочками раствора реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа, и пара, в качестве указанного реагента используют карбамид, закачку указанного раствора осуществляют через паронагнетательную скважину не менее чем двумя оторочками, после закачки всего указанного раствора осуществляют закачку воды в объеме, превышающем на 2 м3 объем насосно-компрессорных труб, затем пара, при этом указанный раствор дополнительно содержит аммиачную селитру, аммоний роданистый, комплексное поверхностно-активное вещество - ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ - АФ9-12 или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфонола, или NPS-6 при следующем соотношении компонентов, мас.%: карбамид 15,0-40,0, аммиачная селитра 8,0-20,0, аммоний роданистый 0,1-0,5, Нефтенол ВВД 1,0-5,0, вода остальное или карбамид 15,0-40,0, аммиачная селитра 8,0-20,0, аммоний роданистый 0,1-0,5, неионогенное ПАВ 1,0-2,0, анионактивное ПАВ 0,5-1,0, вода остальное, а по другому варианту - в качестве указанного реагента используют карбамид, закачку указанного раствора осуществляют через пароциклическую добывающую скважину не менее чем двумя оторочками, после закачки последней оторочки пара осуществляют закачку оторочки нефти, выдерживают указанную скважину для пропитки, затем пускают в эксплуатацию, при этом указанный раствор дополнительно содержит аммиачную селитру, аммоний роданистый, комплексное ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ - АФ9-12 или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфонола, или NPS-6 при следующих соотношениях, мас.%: карбамид 15,0-40,0, аммиачная селитра 8,0-20,0, аммоний роданистый 0,1-0,5, Нефтенол ВВД 1,0-5,0, вода остальное или карбамид 15,0-40,0, аммиачная селитра 8,0-20,0, аммоний роданистый 0,1-0,5, неионогенное ПАВ 1,0-2,0, анионактивное ПАВ 0,5-1,0, вода остальное. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам добычи высоковязкой нефти при тепловом воздействии на пласт.
Известен способ добычи углеводородсодержащего сырья - нефти, включающий подачу, по крайней мере, через нагнетательные скважины пара, обеспечивающего разогрев пласта, и отбор через добывающие скважины углеводородсодержащего сырья (SU 933957 А, 07.06.82). Но введение в пласт только пара для снижения вязкости нефти или битума вследствие повышения в пласте температуры недостаточно. Температура быстро падает до исходной и вязкость нефти возрастает.
Известен способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в том, что при вытеснении нефти паром в него добавляют углекислый газ (Effects of СО2 addition to steam on recovery of west sak crude oil /Hombrook M.W., Dehgham K., Qadur S. Ostermann K.D., Ogbe D.Q./ SPE, Reserrvoir Eng. - 1991 - 6 №3, p.278-286). Основной эффект от введения добавки связан с уменьшением вязкости и плотности нефти за счет растворения в ней углекислого газа в разогретом паром пласте. Недостатком известного способа является то, что применение способа в промысловых условиях требует больших затрат, связанных с получением, транспортировкой и подачей СО2 в нагнетательную скважину.
Также известен способ циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью, содержащего водяной пар, растворимый в нефти газ и неконденсирующийся газ, в газообразной неконденсирующейся фазе содержится свободный кислород (пат. РФ №2164289, Е21В 43/24). Свободный кислород вступает в реакцию жидкофазного окисления с пластовой нефтью с выделением дополнительного тепла непосредственно в пласте. Однако при концентрации кислорода выше оптимальной за счет реакции окисления возможен перегрев пласта до температур, опасных для эксплуатационной колонны скважины.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки углеводородных залежей с применением газов газификации угольных пластов для генерирования пара, заключающийся в том, что через нагнетательную скважину в нефтяную залежь закачивается пар, причем до закачки пара в эту залежь закачивают насыщенный раствор одной из углекислых или двууглекислых солей щелочных металлов или аммония. Добычу продукции осуществляют через добывающую скважину (пат. РФ №2114988, Е21В 43/24). Повышение нефтеотдачи пласта достигается за счет того, что при повышении температуры соли разлагаются с выделением углекислого газа, который растворяется в нефти и понижает ее вязкость.
Однако способы разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с применением паротеплового воздействия, позволяющие добиться повышения коэффициента нефтеотдачи только за счет снижения вязкости нефти, недостаточно эффективны. Такими способами может быть отобрана только та часть нефти, которая находится в трещинах и порах, а пленочная нефть за счет большого сцепления с породой пласта не отбирается.
Задачей предлагаемого изобретения является увеличение эффективности паротеплового воздействия на пласт высоковязкой нефти путем повышения коэффициента нефтеотдачи не только за счет снижения вязкости нефти, но и за счет более полного извлечения нефти из пласта.
Технический результат достигается способом разработки залежей высоковязких нефтей путем паротеплового воздействия, включающим по п.1 закачку чередующимися оторочками раствора на основе реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа, и пара, в качестве указанного реагента используют карбамид, закачку указанного раствора осуществляют через паронагнетательную скважину не менее чем двумя оторочками, после закачки всего указанного раствора осуществляют закачку воды в объеме, превышающем на 2 м3 объем насосно-компрессорных труб, затем пара с последующей добычей продукции через добывающую скважину. При пароциклическом воздействии по п.2 в добывающую скважину закачивают чередующимися оторочками раствор на основе реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа, и пара, в качестве указанного реагента используют карбамид, закачку указанного раствора осуществляют через пароциклическую скважину не менее чем двумя оторочками, после закачки последней оторочки пара осуществляют закачку оторочки нефти, выдерживают указанную скважину для пропитки, затем пускают в эксплуатацию.
Раствор рекомендуется закачивать не менее чем двумя оторочками. Раствор на основе карбамида дополнительно содержит аммиачную селитру, аммоний роданистый и, по крайней мере, один компонент из группы: комплексное поверхностно-активное вещество (ПАВ) Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ (оксиэтилированный алкилфенол неонол АФ9-12 или оксиэтилированный нонилфенол NP-40, или NP-50) и анионактивного (алкансульфонат, например волгонат, или алкиларилсульфонат, например сульфонол, или оксиэтилированный нонилфенол сульфированный NPS-6) при следующих соотношениях, мас.%:
| Карбамид | 15,0-40,0 |
| Аммиачная селитра | 8,0-20,0 |
| Аммоний роданистый | 0,1-0,5 |
| Нефтенол ВВД | 1,0-5,0 |
| Вода | Остальное |
| или | |
| Карбамид | 15,0-40,0 |
| Аммиачная селитра | 8,0-20,0 |
| Аммоний роданистый | 0,1-0,5 |
| Неионогенный ПАВ | |
| (АФ9-12 или NP-40, или NP-50) | 1,0 - 2,0 |
| Анионактивный ПАВ | |
| (алкансульфонат, например, волгонат или | |
| алкиларилсульфонат, например, сульфонол, | |
| или NPS-6) | 0,5-1,0 |
| Вода | Остальное |
В пласте под действием высокой температуры закачиваемого пара карбамид гидролизуется с образованием углекислого газа и аммиака. Углекислый газ в отличие от аммиака намного более растворим в нефти, чем в воде. Поэтому в системе нефть - вода нефтяная фаза будет обогащена углекислым газом, водная - аммиаком, который с аммиачной селитрой образует щелочную систему с максимальной буферной емкостью в интервале pH 9.0÷10.5. Растворение углекислого газа в нефти приводит к уменьшению ее вязкости. Углекислый газ и аммиак в паровой фазе способствуют сохранению парогазовой смеси при температуре ниже температуры конденсации пара, увеличивают эффективность процесса переноса компонентов нефти по механизму дистилляции. Углекислый газ и аммиак снижают набухание глинистых минералов породы-коллектора и тем самым способствуют сохранению начальной проницаемости пласта. Эту же роль выполняет аммиачная буферная система, образующаяся при растворении аммиака в водном растворе солей аммония. Кроме того, благодаря своей щелочности, pH 9÷10.5 и присутствию ПАВ она способствует интенсификации противоточной пропитки и вытеснению нефти. ПАВ совместно со щелочной буферной системой способствует деструктированию, разжижению высоковязких слоев или пленок, образующихся на границах: нефть - вода - порода, ухудшающих фильтрацию жидкостей в пласте и снижающих полноту извлечения нефти. При вытеснении нефти раствором на основе карбамида за счет снижения вязкости и улучшения смачивающей способности подвижность фильтруемой жидкости увеличивается в 1.5-6 раз, прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 10-20%, значительно уменьшается остаточная нефтенасыщенность, что приводит к стабилизации либо снижению обводненности продукции добывающих скважин и увеличению добычи нефти. Соль аммония, входящая в состав раствора, является также трасс-индикатором.
Реализация способа в промышленных условиях состоит в следующем.
Закачку оторочки растворов можно производить либо в паронагнетательные скважины в ходе стационарного паротеплового воздействием на пласт, либо в добывающие скважины в ходе пароциклического воздействия. При осуществлении технологического процесса используют стандартное нефтепромысловое оборудование.
Раствор готовят следующим образом: в емкость-смеситель подают определенный объем воды, неионогенное ПАВ - комплексное ПАВ Нефтенол ВВД или оксиэтилированный алкилфенол неонол АФ9-12 или оксиэтилированный нонилфенол NP-40, или оксиэтилированный нонилфенол NP-50, анионактивное ПАВ - алкансульфонат, например, волгонат или алкиларилсульфонат, например, сульфонол, или оксиэтилированный нонилфенол сульфированный NPS-6, карбамид и аммиачную селитру. С помощью насосов перемешивают их до полного растворения путем циркуляции смеси в системе: насос - смеситель - насос. Приготовленный раствор из емкости-смесителя перекачивают в емкость-накопитель и насосным агрегатом (АН-700, ЦА-320 и др.) закачивают в скважины.
В паронагнетательные скважины или в группы паронагнетательных скважин производится чередующаяся закачка оторочек: раствора на основе карбамида, затем пара, после оторочки пара снова оторочка раствора и опять пара и т.д., отбор продукции производится через добывающие скважины. Раствор на основе карбамида рекомендуется закачивать не менее чем двумя оторочками. После окончания закачки всего объема раствора в паронагнетательную скважину необходимо закачать воду в объеме, превышающем на 2 м3 объем насосно-компрессорных труб (НКТ), после чего продолжить закачку пара.
В пароциклические добывающие скважины производится закачка чередующихся оторочек раствора на основе карбамида и пара. Раствор на основе карбамида рекомендуется закачивать не менее чем двумя оторочками. После окончания закачки пара в скважину закачивают оторочку нефти и оставляют на пропитку, а затем пускают скважину в работу.
Эффективность применения указанного способа разработки залежей высоковязких нефтей оценивают по результатам опытно-промышленных испытаний на Усинском месторождении ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" и месторождении высоковязкой нефти Ляохэ (Китай). В сентябре 2002 г.проведена закачка раствора на основе карбамида в паронагнетательные скважины 4029, 4040 и 4596 на участке паротеплового воздействия ПТВ-3 пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. Объем закачки в одну скважину составил 88 т, суммарный объем закачки по всем скважинам 264 т. Готовили раствор на основе карбамида следующим образом: для приготовления 5,0 т раствора в емкость-смеситель подавали 3,345 т воды, 0,1 т неионогенного ПАВ неонола АФ9-12, загружали 0,05 т волгоната, 1,0 т карбамида, 0,5 т аммиачной селитры и 5,0 кг аммония роданистого. С помощью насосов перемешивали их до полного растворения путем циркуляции смеси в системе насос - смеситель - насос. Приготовленный раствор, содержащий 20 мас.% карбамида, 10 мас.% аммиачной селитры, 2,0 мас.% неионогенного ПАВ неонола АФ9-12, 1,0 мас.% волгоната, 0,1 мас.% аммония роданистого и вода - остальное, из емкости-смесителя перекачивали в емкость-накопитель. Готовый раствор насосным агрегатом (АН-700, ЦА-320 и др.) закачивали в скважины. Нагнетание раствора в паронагнетательную скважину производили оторочками 30 и 58 т, после каждой порции раствора прокачивали в скважину воду объемом, превышающим на 2 м3 объем НКТ, а затем нагнетали пар. После второй оторочки раствора пар закачивали в соответствии с принятым технологическим режимом разработки, добычу продукции производили через добывающие скважины.
Паронагнетательные скважины 4040, 4029 и 4596 имели перед закачкой высокую приемистость (800-1000 м3/сут по воде при давлении закачки, равном 0). В процессе закачки приемистость не изменилась.
Анализ эффективности производился на основании промысловых данных по добывающим скважинам трех опытных участков с нагнетательными скважинами 4040, 4029 и 4956, фиг.1. Добывающие скважины реагируют снижением обводненности на 5-40%, в среднем на 10-20%, увеличением дебитов по нефти на опытных участках на 31-49%, в среднем на 40%, что свидетельствует о высоком нефтевытесняющем эффекте способа, увеличением дебитов по жидкости на 4-25%, в среднем на 5-10%, что указывает на интенсификацию разработки. Дополнительная добыча нефти за период с сентября 2002 г. по февраль 2004 г. включительно составила: по опытному участку с паронагнетательной скважиной 4029 - 11.3 тыс.т, с паронагнетательной скважиной 4040 - 14.0 тыс.т и с паронагнетательной скважиной 4596 - 19.1 тыс.т, суммарно 44.3 тыс.т, или 14.7 тыс. тонн дополнительно добытой нефти на 1 обработку скважины.
В сентябре-октябре 2003 г. успешно проведены опытно-промышленные испытания для улучшения пароциклического воздействия на залежь высоковязкой нефти месторождения Ляохэ (Китай). В две пароциклические добывающие скважины 3-2 и 5-2 было закачано 60 и 80 т раствора, по 2.5 тыс. тонн пара и по 10 т нефти. Готовили раствор на кислотной станции в емкости вместимостью 60 м3 с лопастной мешалкой (~20 оборотов в минуту) при 60°С. Для приготовления 50 т раствора на основе карбамида в емкость-смеситель заливали 24.95 т воды, затем засыпали 750 кг неионогенного ПАВ NP-40, 250 кг анионактивного ПАВ NPS-6, 16 т карбамида, 8 т аммиачной селитры и 50 кг аммония роданистого. С помощью лопастной мешалки перемешивали их до полного растворения. Приготовленный раствор, содержащий 32 мас.% карбамида, 16 мас.% аммиачной селитры, 1.5 мас.% NP-40, 0.5 мас.% NPS-6, 0.1 мас.% аммония роданистого и вода - остальное, из емкости-смесителя перекачивали в емкость-накопитель и насосным агрегатом закачивали в скважины. В скважину 3-2 сначала закачали 15 т раствора, затем 300 т пара, после этого закачали вторую оторочку раствора 45 т и затем 2200 т пара. После пара в добывающую скважину 3-2 закачали оторочку нефти и оставили скважину на пропитку. Через 7 суток начата добыча нефти. В скважину 5-2 закачали первую оторочку раствора 20 т, затем 300 т пара, вторая оторочка раствора составляла 60 т и затем 2200 т пара. После этого в добывающую скважину 5-2 закачали оторочку нефти и оставили скважину на пропитку на 14 суток, затем начата добыча нефти из добывающей скважины.
Данные о работе скважины 3-2 района Хуансилинь месторождения Ляохэ после закачки пара с раствором на основе карбамида приведены на фиг.2. Наблюдалось снижение вязкости добываемой нефти в 3 раза, уменьшение температуры застывания с +6 ÷ +10°С до -4 ÷ -16°С, по сравнению с циклом закачки пара на несколько месяцев увеличилась продолжительность периода добычи нефти. В скважине 3-2 за период с октября 2003 г. по март 2005 г. включительно добыча нефти составила 874 т, в 2.3 раза выше, чем в предыдущем цикле, где закачивался только пар (375 т). В скважине 5-2 с октября 2003 г. по январь 2005 г. включительно добыча нефти составила 1387 т, в то время как в предыдущем цикле, где закачивался только пар - 786 т, увеличение добычи нефти составило 76%.
Таким образом, результаты анализа текущего состояния разработки опытных участков пермокарбоновой залежей высоковязкой нефти Усинского месторождения и месторождения Ляохэ, разрабатываемые с применением паротеплового воздействия, до и после применения указанного способа показали его эффективность для увеличения нефтеотдачи и интенсификации разработки.
Claims (2)
1. Способ разработки залежей высоковязких нефтей путем паротеплового воздействия, включающий закачку чередующимися оторочками раствора реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа, и пара, отличающийся тем, что в качестве указанного реагента используют карбамид, закачку указанного раствора осуществляют через паронагнетательную скважину не менее чем двумя оторочками, после закачки всего указанного раствора осуществляют закачку воды в объеме, превышающем на 2 м3 объем насосно-компрессорных труб, затем пара, при этом указанный раствор дополнительно содержит аммиачную селитру, аммоний роданистый, комплексное поверхностно-активное вещество - ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь неионогенного ПАВ - АФ9-12, или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфонола, или NPS-6 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Карбамид 15,0-40,0
Аммиачная селитра 8,0-20,0
Аммоний роданистый 0,1-0,5
Нефтенол ВВД 1,0-5,0
Вода Остальное
или
Карбамид 15,0-40,0
Аммиачная селитра 8,0-20,0
Аммоний роданистый 0,1-0,5
Неионогенное ПАВ 1,0-2,0
Анионактивное ПАВ 0,5-1,0
Вода Остальное
или
2. Способ разработки залежей высоковязких нефтей путем паротеплового воздействия, включающий закачку чередующимися оторочками раствора реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа, и пара, отличающийся тем, что в качестве указанного реагента используют карбамид, закачку указанного раствора осуществляют через пароциклическую добывающую скважину не менее чем двумя оторочками, после закачки последней оторочки пара осуществляют закачку оторочки нефти, выдерживают указанную скважину для пропитки, затем пускают в эксплуатацию, при этом указанный раствор дополнительно содержит аммиачную селитру, аммоний роданистый, комплексное поверхностно-активное вещество - ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь неионогенного ПАВ - АФ9-12, или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфонола, или NPS-6 при следующих соотношениях, мас.%:
Карбамид 15,0-40,0
Аммиачная селитра 8,0-20,0
Аммоний роданистый 0,1-0,5
Нефтенол ВВД 1,0-5,0
Вода Остальное
или
Карбамид 15,0-40,0
Аммиачная селитра 8,0-20,0
Аммоний роданистый 0,1-0,5
Неионогенное ПАВ 1,0-2,0
Анионактивное ПАВ 0,5-1,0
Вода Остальное
или
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007113251/03A RU2361074C2 (ru) | 2007-04-09 | 2007-04-09 | Способ разработки залежей высоковязких нефтей (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007113251/03A RU2361074C2 (ru) | 2007-04-09 | 2007-04-09 | Способ разработки залежей высоковязких нефтей (варианты) |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007113251A RU2007113251A (ru) | 2008-10-27 |
| RU2361074C2 true RU2361074C2 (ru) | 2009-07-10 |
Family
ID=41045973
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007113251/03A RU2361074C2 (ru) | 2007-04-09 | 2007-04-09 | Способ разработки залежей высоковязких нефтей (варианты) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2361074C2 (ru) |
Cited By (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2436748A1 (de) | 2010-10-04 | 2012-04-04 | Wintershall Holding GmbH | Verfahren zur Förderung von Erdöl aus unterirdischen Erdöllagerstätten |
| RU2447276C1 (ru) * | 2010-10-21 | 2012-04-10 | Николай Николаевич Клинков | Способ термического воздействия на нефтесодержащие и/или керогеносодержащие пласты с высоковязкой и тяжелой нефтью и устройство для его осуществления |
| WO2012136613A1 (de) | 2011-04-08 | 2012-10-11 | Basf Se | Verfahren zum fördern von erdöl aus unterirdischen formationen |
| RU2467050C1 (ru) * | 2011-03-22 | 2012-11-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для снижения вязкости нефти в условиях низкотемпературных месторождений |
| RU2470149C1 (ru) * | 2011-06-07 | 2012-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти |
| EP2559844A2 (de) | 2011-08-17 | 2013-02-20 | Wintershall Holding GmbH | Verfahren zur Förderung von viskosem Erdöl aus unterirdischen Lagerstätten |
| WO2013050364A1 (de) | 2011-10-04 | 2013-04-11 | Wintershall Holding GmbH | Verfahren zur förderung von erdöl aus einer unterirdischen lagerstätte |
| RU2486334C1 (ru) * | 2011-12-12 | 2013-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
| US8763698B2 (en) | 2011-04-08 | 2014-07-01 | Basf Se | Process for producing mineral oil from underground formations |
| RU2529351C1 (ru) * | 2013-02-21 | 2014-09-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) |
| RU2560036C1 (ru) * | 2014-07-04 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом пароциклического воздействия на пласт |
| RU2572439C1 (ru) * | 2014-11-19 | 2016-01-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) |
| RU2610958C1 (ru) * | 2016-03-24 | 2017-02-17 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2624858C1 (ru) * | 2016-07-27 | 2017-07-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием |
| US9702235B2 (en) | 2011-08-17 | 2017-07-11 | Wintershall Holding GmbH | Method of improving mineral oil production by heating the formation and forming gel |
| US9945219B2 (en) | 2010-10-04 | 2018-04-17 | Wintershall Holding GmbH | Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits |
| RU2675276C1 (ru) * | 2018-06-05 | 2018-12-18 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи |
| US10214683B2 (en) | 2015-01-13 | 2019-02-26 | Bp Corporation North America Inc | Systems and methods for producing hydrocarbons from hydrocarbon bearing rock via combined treatment of the rock and subsequent waterflooding |
| RU2720632C1 (ru) * | 2019-03-01 | 2020-05-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
| RU2733350C1 (ru) * | 2019-07-25 | 2020-10-01 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для увеличения нефтеотдачи пластов |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2537910A1 (de) | 2011-06-22 | 2012-12-26 | Wintershall Holding GmbH | Verfahren zur Gewinnung von viskosem Erdöl aus einer untertätigen Lagerstätte |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4415031A (en) * | 1982-03-12 | 1983-11-15 | Mobil Oil Corporation | Use of recycled combustion gas during termination of an in-situ combustion oil recovery method |
| RU2030568C1 (ru) * | 1992-01-09 | 1995-03-10 | Александр Константинович Шевченко | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
| RU2085706C1 (ru) * | 1994-07-12 | 1997-07-27 | Александр Константинович Шевченко | Способ очистки скважины от парафиносмолистых отложений и устройство для его осущестления |
| RU2114988C1 (ru) * | 1996-06-25 | 1998-07-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Способ разработки углеводородных залежей с применением газов газификации угольных пластов |
| RU2164289C2 (ru) * | 1999-01-15 | 2001-03-20 | Открытое акционерное общество Российский научно-исследовательский и проектный институт по термическим методам добычи нефти | Способ циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью |
| RU2002100302A (ru) * | 2002-01-14 | 2003-09-20 | Алексей Яковлевич Лобойко | Способ термохимического воздействия на призабойную зону пласта |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2224884C2 (ru) * | 2002-01-14 | 2004-02-27 | Алексей Яковлевич Лобойко | Способ термохимического воздействия на призабойную зону пласта |
-
2007
- 2007-04-09 RU RU2007113251/03A patent/RU2361074C2/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4415031A (en) * | 1982-03-12 | 1983-11-15 | Mobil Oil Corporation | Use of recycled combustion gas during termination of an in-situ combustion oil recovery method |
| RU2030568C1 (ru) * | 1992-01-09 | 1995-03-10 | Александр Константинович Шевченко | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
| RU2085706C1 (ru) * | 1994-07-12 | 1997-07-27 | Александр Константинович Шевченко | Способ очистки скважины от парафиносмолистых отложений и устройство для его осущестления |
| RU2114988C1 (ru) * | 1996-06-25 | 1998-07-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Способ разработки углеводородных залежей с применением газов газификации угольных пластов |
| RU2164289C2 (ru) * | 1999-01-15 | 2001-03-20 | Открытое акционерное общество Российский научно-исследовательский и проектный институт по термическим методам добычи нефти | Способ циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью |
| RU2002100302A (ru) * | 2002-01-14 | 2003-09-20 | Алексей Яковлевич Лобойко | Способ термохимического воздействия на призабойную зону пласта |
Cited By (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2436748A1 (de) | 2010-10-04 | 2012-04-04 | Wintershall Holding GmbH | Verfahren zur Förderung von Erdöl aus unterirdischen Erdöllagerstätten |
| US9945219B2 (en) | 2010-10-04 | 2018-04-17 | Wintershall Holding GmbH | Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits |
| RU2447276C1 (ru) * | 2010-10-21 | 2012-04-10 | Николай Николаевич Клинков | Способ термического воздействия на нефтесодержащие и/или керогеносодержащие пласты с высоковязкой и тяжелой нефтью и устройство для его осуществления |
| RU2467050C1 (ru) * | 2011-03-22 | 2012-11-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для снижения вязкости нефти в условиях низкотемпературных месторождений |
| US8763698B2 (en) | 2011-04-08 | 2014-07-01 | Basf Se | Process for producing mineral oil from underground formations |
| WO2012136613A1 (de) | 2011-04-08 | 2012-10-11 | Basf Se | Verfahren zum fördern von erdöl aus unterirdischen formationen |
| RU2470149C1 (ru) * | 2011-06-07 | 2012-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти |
| EP2559844A2 (de) | 2011-08-17 | 2013-02-20 | Wintershall Holding GmbH | Verfahren zur Förderung von viskosem Erdöl aus unterirdischen Lagerstätten |
| US9702235B2 (en) | 2011-08-17 | 2017-07-11 | Wintershall Holding GmbH | Method of improving mineral oil production by heating the formation and forming gel |
| WO2013050364A1 (de) | 2011-10-04 | 2013-04-11 | Wintershall Holding GmbH | Verfahren zur förderung von erdöl aus einer unterirdischen lagerstätte |
| RU2486334C1 (ru) * | 2011-12-12 | 2013-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2529351C1 (ru) * | 2013-02-21 | 2014-09-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) |
| RU2560036C1 (ru) * | 2014-07-04 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом пароциклического воздействия на пласт |
| RU2572439C1 (ru) * | 2014-11-19 | 2016-01-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) |
| US10214683B2 (en) | 2015-01-13 | 2019-02-26 | Bp Corporation North America Inc | Systems and methods for producing hydrocarbons from hydrocarbon bearing rock via combined treatment of the rock and subsequent waterflooding |
| RU2610958C1 (ru) * | 2016-03-24 | 2017-02-17 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2624858C1 (ru) * | 2016-07-27 | 2017-07-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием |
| RU2675276C1 (ru) * | 2018-06-05 | 2018-12-18 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи |
| RU2720632C1 (ru) * | 2019-03-01 | 2020-05-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
| RU2733350C1 (ru) * | 2019-07-25 | 2020-10-01 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для увеличения нефтеотдачи пластов |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2007113251A (ru) | 2008-10-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2361074C2 (ru) | Способ разработки залежей высоковязких нефтей (варианты) | |
| EP2242815B1 (en) | Method for enhanced hydrocarbons recovery | |
| CN101970602B (zh) | 强化烃采收的方法和组合物 | |
| US3135326A (en) | Secondary oil recovery method | |
| CN101959993B (zh) | 强化烃采收的方法和组合物 | |
| EA020027B1 (ru) | Способ и композиция для улучшенного извлечения углеводородов | |
| EA029068B1 (ru) | Способ, система и композиция для добычи нефти | |
| CN114933560B (zh) | 一种提高原油采收率用表面活性剂及其制备方法与应用 | |
| RU2486334C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
| RU2736021C1 (ru) | Способ регулирования охвата пласта газоциклической закачкой диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину с помощью пенных систем | |
| CN100591742C (zh) | 一种提高油藏原油采收率的方法 | |
| EP3162872A1 (en) | Internal olefin sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery | |
| CN111793486A (zh) | 一种二氧化碳气热复合解堵剂、制备方法及其应用 | |
| RU2349742C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| CN110437820A (zh) | 一种油田压裂酸化用防乳化剂的制备方法及其应用 | |
| CN108456511A (zh) | 一种层内生成co2体系及其应用 | |
| RU2117756C1 (ru) | Способ извлечения тяжелых нефтей | |
| US4522732A (en) | Process for recovering petroleum from a geological formation | |
| CN111621281A (zh) | 原位自转向wag方法 | |
| CN102838978A (zh) | 一种井下自生气泡沫复合驱油剂的制备方法及应用 | |
| JPS61225490A (ja) | 石油回収用流体 | |
| JPWO2022232630A5 (ru) | ||
| RU2017947C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны пласта газоконденсатного месторождения | |
| US20180127637A1 (en) | Methods of enhancing oil recovery | |
| CN104194761A (zh) | 用于稠油注蒸汽开采的复合催化乳化降粘剂及其制备方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20130426 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20130523 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20140604 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20170405 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20210524 Effective date: 20210524 |