RU2486334C1 - Способ разработки месторождения высоковязкой нефти - Google Patents
Способ разработки месторождения высоковязкой нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2486334C1 RU2486334C1 RU2011150546/03A RU2011150546A RU2486334C1 RU 2486334 C1 RU2486334 C1 RU 2486334C1 RU 2011150546/03 A RU2011150546/03 A RU 2011150546/03A RU 2011150546 A RU2011150546 A RU 2011150546A RU 2486334 C1 RU2486334 C1 RU 2486334C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- produced water
- injection
- oil
- concentration
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 39
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims abstract description 39
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 34
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 23
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 17
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 17
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 16
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Substances [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 10
- 239000001099 ammonium carbonate Substances 0.000 claims abstract description 9
- 235000012501 ammonium carbonate Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- 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 claims abstract description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 5
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M sodium bicarbonate Substances [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 19
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 14
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 claims description 11
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 claims description 11
- ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N Ammonium bicarbonate Chemical compound [NH4+].OC([O-])=O ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 7
- 239000011736 potassium bicarbonate Substances 0.000 claims description 5
- 229910000028 potassium bicarbonate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 235000015497 potassium bicarbonate Nutrition 0.000 claims description 5
- TYJJADVDDVDEDZ-UHFFFAOYSA-M potassium hydrogencarbonate Chemical compound [K+].OC([O-])=O TYJJADVDDVDEDZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 3
- HOJIKECRURMVNY-UHFFFAOYSA-N carbonic acid;urea Chemical compound NC(N)=O.OC(O)=O HOJIKECRURMVNY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 3
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract 2
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 abstract 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 42
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 11
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 4
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 4
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 4
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000005323 carbonate salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 3
- 229940001593 sodium carbonate Drugs 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- 229910000013 Ammonium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 235000012538 ammonium bicarbonate Nutrition 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical class OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PRKQVKDSMLBJBJ-UHFFFAOYSA-N ammonium carbonate Chemical class N.N.OC(O)=O PRKQVKDSMLBJBJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000011162 ammonium carbonates Nutrition 0.000 description 1
- SOIFLUNRINLCBN-UHFFFAOYSA-N ammonium thiocyanate Chemical compound [NH4+].[S-]C#N SOIFLUNRINLCBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 229940086066 potassium hydrogencarbonate Drugs 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 102200118166 rs16951438 Human genes 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
- 235000015424 sodium Nutrition 0.000 description 1
- WGRULTCAYDOGQK-UHFFFAOYSA-M sodium;sodium;hydroxide Chemical compound [OH-].[Na].[Na+] WGRULTCAYDOGQK-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Cosmetics (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием тепла на поздней стадии разработки. Технический результат - повышение эффективности паротеплового воздействия при извлечении остаточной нефти за счет использования тепла, аккумулированного в паровой камере, после прекращения закачки пара. В способе разработки месторождения высоковязкой нефти, включающем закачку пара в нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающую скважину, закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину после достижения проектной величины остаточной нефтенасыщенности и отмены закачки пара, определяют концентрацию гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде. Закачивают попутно добываемую воду с концентрацией гидрокарбонат-ионов не менее 3 г/л. При концентрации гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде менее 3 г/л при температуре в паровой камере выше 100°С в попутно добываемую воду дополнительно вводят карбамид. После снижения температуры в паровой камере ниже 100°С в попутно добываемую воду вводят карбонат натрия или аммония или гидрокарбонат натрия или калия, разлагающиеся с выделением углекислого газа под действием тепла, аккумулированного в паровой камере. 2 табл., 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием тепла на поздней стадии разработки.
Известен способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в том, что при вытеснении нефти паром в него добавляют углекислый газ - СО2 (патент Са №2351148, МПК C10G 1/04; Е21В 43/16; Е21В 43/34; опубл. 21.12.2002). Недостатком способа является то, что применение способа в промысловых условиях требует больших затрат, связанных с получением, транспортировкой и подачей углекислого газа в нагнетательную скважину.
Известен способ разработки залежей высоковязких нефтей путем паротеплового воздействия, включающий закачку чередующимися оторочками раствора реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа и пара (патент RU №2361074, МПК Е21В 43/24, С09К 8/52, опубл. 10.07.2009, бюл. №19). В качестве указанного реагента используют карбамид и дополнительно в раствор вводят аммиачную селитру, аммоний роданистый, комплексное поверхностно-активное вещество - ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь неиногенного ПАВ-АФ9-12, или NP-40, или NP-50 и анионоактивного ПАВ-волгоната или сульфанола, 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 |
Способ применяется на начальной стадии разработки нефтяной залежи и осуществляется как через паронагнетательную скважину, так и через добывающую скважину, в которую после закачки пара осуществляют закачку оторочки нефти и выдерживают указанную скважину для пропитки до 14 суток.
Недостатками способа являются низкая эффективность на поздней стадии разработки залежей высоковязких нефтей, а также многокомпонентность состава, которая усложняет процесс приготовления рабочего раствора в промысловых условиях, длительная остановка скважины на пропитку также ведет к снижению эффективности паротеплового воздействия.
Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин, включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину (патент RU №2340768, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.12.2008, бюл. №34.) Данный способ применяется на начальной стадии разработки нефтяной залежи и не предусматривает изменение термодинамических условий пласта на более поздней стадии разработки.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, закачку попутно добываемой воды в нагнетательные скважины на поздней стадии разработки месторождения (патент RU №2114289, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.06.1998). Закачку теплоносителя ведут циклически в разные группы скважин. После обработки призабойных зон нефтяного пласта начинают отбор нефти через добывающие скважины. На следующей стадии разработки в нагнетательные скважины закачивают попутно добываемую горячую воду, что способствует продвижению тепловой оторочки как по площади, так и по толщине пласта.
Недостатком способа является чередование закачки пара в нагнетательные скважины с отбором нефти из добывающих скважин, которое снижает равномерность прогрева нефтяного пласта, что ведет к снижению эффективности паротеплового процесса. Также недостатком является то, что не поддерживается давление в пласте после отмены закачки пара на поздней стадии разработки, что снижает эффективность паротеплового воздействия на поздней стадии разработки.
Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности паротеплового воздействия при извлечении остаточной высоковязкой нефти на поздней стадии разработки за счет использования тепла, аккумулированного в паровой камере (пласте), после прекращения закачки пара.
Техническая задача решается способом разработки месторождения высоковязкой нефти, включающим закачку пара в нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающую скважину, закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину после достижения проектной величины остаточной нефтенасыщенности и отмены закачки пара.
Новым является то, что определяют концентрацию гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде, закачивают попутно добываемую воду с концентрацией гидрокарбонат-ионов не менее 3 г/л, а при концентрации гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде менее 3 г/л при температуре в паровой камере выше 100°С в попутно добываемую воду дополнительно вводят карбамид, после снижения температуры в паровой камере ниже 100°С в попутно добываемую воду вводят карбонат натрия или аммония или гидрокарбонат натрия или калия, разлагающиеся с выделением углекислого газа под действием тепла, аккумулированного в паровой камере.
В качестве раствора карбамида используют 40%-ный раствор карбамида (NH2)2CO в пресной воде (ГОСТ 2081-92). Карбамид при нормальных условиях негорюч, пожаро- и взрывобезопасен, по степени воздействия на организм относится к веществам 3-го класса опасности.
В качестве гидрокарбонатных и карбонатных солей используют:
а) гидрокарбонат натрия - NaHCO3 (ГОСТ 2156-76). При температуре 50-60°С водные растворы гидрокарбоната натрия разлагаются с выделением СО2.
Растворимость гидрокарбоната натрия в воде невелика и с повышением температуры она повышается: с 6,87 г на 100 г воды при 0°С, до 19,17 г на 100 г воды при 80°С;
б) гидрокарбонат калия - KHCO3 (ГОСТ 4143-78). Растворимость KHCO3 в воде 33,3 г в 100 г растворителя при 20°С. При 100-120°С или кипячении водных растворов разлагается на K2CO3 и CO2;
в) карбонат аммония - (NH4)2CO2 (ГОСТ 9325-79). Карбонаты аммония - это бесцветные кристаллы, хорошо растворимые в воде. Очень неустойчивы, так как уже при комнатной температуре выделяют аммиак, превращаясь в бикарбонат аммония NH4HCO3. При температуре выше 60°С быстро распадается на NH3, СО2 и H2O. Карбонат аммония начинает разлагаться уже при 20°С с выделением аммиака и углекислого газа;
г) карбонат натрия ГОСТ 5100-85 - кальцинированная сода Na2CO3. Растворимость Na2CO3 в воде 21,8 г в 100 г растворителя при 20°С. В водном растворе карбонат натрия гидролизуется с образованием гидрокарбонатного иона.
Процесс паротеплового воздействия направлен на придание подвижности и извлечение обычно неподвижной высоковязкой нефти. Первоначально на месторождении высоковязкой нефти осуществляют закачку пара в нагнетательную скважину с высокой скоростью, в результате между нагнетательной и добывающей скважинами устанавливается тепловая связь и создается паровая камера. На границе камеры пар конденсируется и тепло передается путем проводимости в более холодные окружающие области. С помощью термодатчиков периодически определяется температура в паровой камере. Рядом с камерой увеличивается температура нефти, и она стекает вместе с горячим пароконденсатом к добывающей скважине. Нефть непрерывно удаляется в точке ниже паровой камеры.
По мере истощения месторождения высоковязкой нефти на поздней стадии разработки и достижения проектной величины остаточной нефтенасыщенности, когда применение паротеплового воздействия становится нерентабельным, поскольку требуются большие затраты на производство пара для добычи нефти, закачку пара прекращают. Определяют содержание гидрокарбонат-ионов (HCO3 -) в попутно добываемой воде. Затем осуществляют закачку через нагнетательную скважину попутно добываемой воды, содержащей гидрокарбонат-ионы, которые под действием тепла, аккумулированного в паровой камере (пласте), разлагаются с выделением углекислого газа (CO2). Газообразный углекислый газ поступает в паровую камеру, замещает сконденсированный пар и тем самым сохраняет давление в паровой камере на прежнем уровне и предотвращает коллапс паровой камеры после отмены закачки пара. Поддержание давления в паровой камере после прекращения закачки пара позволяет сохранить дебит нефти за счет эффекта газонапорного режима. Кроме этого, часть углекислого газа растворяется в нефти и тем самым снижает вязкость остаточной высоковязкой нефти. Вместе эти процессы способствуют увеличению эффективности паротеплового воздействия при извлечении остаточной высоковязкой нефти.
В пласте под действием тепла паровой камеры растворы карбамида или карбонатных солей гидролизуются (разлагаются) с образованием углекислого газа и аммиака или только углекислого газа соответственно.
| Карбамид | (NH2)2CO+H2Ot=СО2+2NH3, |
| Карбонат натрия | Na2CO3+H2O=NaHCO3+NaOH |
| Гидрокарбонат натрия | 2NaHCO3 t=Na2CO3+CO2+H2O |
| Гидрокарбонат калия | 2KHCO3 t=К2СО3+СО2+H2O |
| Карбонат аммония | (NH4)2CO3+H2O=NH4HCO3+NH4OH |
| Гидрокарбонат аммония | NH4HCO3 t=NH3+CO2+Н2О |
На основе уравнения разложения гидрокарбонат-иона под воздействием тепла
2HCO3 -t=CO3 -2+CO2+H2O
рассчитывают объем углекислого газа, выделяющегося под действием тепла из попутно добываемой пластовой воды. Результаты приведены в табл.1.
Как видно из табл.1, при содержании гидрокарбонат-иона HCO3 - в добываемой воде 1-2 г/л выделяется в пластовых условиях около 0,1 м3 углекислого газа. Этого количества СО2 недостаточно для поддержания давления в паровой камере, объем которой составляет несколько тысяч м3, и снижения вязкости высоковязкой нефти. Поэтому при концентрации гидрокарбонат-ионов в добываемой воде меньше 3 г/л дополнительно вводят в попутно добываемую воду карбонатные или гидрокарбонатные соли или карбамид, разлагающиеся под действием температуры с выделением углекислого газа. При 20°С растворимость гидрокарбоната натрия составляет около 9 г на 100 г воды. Поэтому рабочая концентрация закачиваемых в пласт растворов гидрокарбоната натрия с учетом растворимости не должна превышать 10% по массе.
| Таблица 1 | ||
| Количество выделившегося СО2 из 1 м3 пластовой воды с различным содержанием гидрокарбонат-иона | ||
| Концентрация гидрокарбонат-иона в попутно добываемой воде, г/л | Объем выделившегося CO2 в нормальных условиях (н.у.), м3 | Объем выделившегося CO2 в пластовых условиях, м3 |
| 1 | 0,183 | 0,041 |
| 2 | 0,367 | 0,081 |
| 3 | 0,551 | 0,122 |
| 4 | 0,734 | 0,163 |
| 5 | 0,918 | 0,203 |
| 10 | 1,836 | 0,406 |
| 20 | 3,67 | 0,81 |
| 30 | 5,51 | 1,22 |
| 40 | 7,34 | 1,63 |
| 50 | 9,18 | 2,03 |
| 60 | 11,02 | 2,44 |
| 70 | 12,85 | 2,84 |
| 80 | 14,67 | 3,25 |
| 90 (8,3%) | 16,52 | 3,66 |
| 300 | 69,00 | 17,0 |
Значительный гидролиз карбамида начинается при температуре 80°С и выше. Растворимость карбамида выше растворимости гидрокарбоната натрия и составляет: 51,8 (20°С), 71,7 (60°С), 95,0 (120°С) г в 100 г растворителя. Рабочая концентрация закачиваемых в пласт растворов карбамида в среднем составляет 40 маc.%. Кроме этого, из раствора карбамида с концентрацией 1 г/л выделяется в нормальных условиях (н.у.) 0,23 м3 СО2 (табл.2), а из раствора гидрокарбоната натрия с такой же концентрацией выделяется 0,18 м3 CO2, т.е. в 1,3 раза больше. При закачке рабочих растворов карбамида с концентрацией 40 мас.% (что соответствует концентрации 667 г/л) выделяется в девять раз больше углекислого газа в пластовых условиях, чем при закачке раствора гидрокарбоната натрия с концентрацией 8,3 мас.%. (или 90 г/л). Поэтому, пока температура в паровой камере сохраняется достаточно высокой (выше 100°С), закачивают раствор карбамида. По мере остывания паровой камеры и снижения ее температуры ниже 100°С переходят на закачку растворов гидрокарбонатных или карбонатных солей, поскольку их температура разложения ниже, чем у карбамида. Выбор карбонатных или гидрокарбонатных солей определяется из наиболее выгодных условий поставки данных реагентов.
Пример конкретного применения
Опытный участок залежи высоковязкой нефти с плотностью 960 кг/м3 Ашальчинского месторождения разрабатывают методом паротеплового воздействия парой горизонтальных скважин: добывающей №232 и нагнетательной №233. В скважины спущены термодатчики по всей длине стволов, позволяющие контролировать температуру паровой камеры. В процессе добычи высоковязкой нефти в начальной стадии разработки в нагнетательную скважину закачивают пар, в результате формируется паровая камера с температурой 190°С. Отбор нефти осуществляют через добывающую скв. №232, среднесуточный дебит по нефти которой равен 2,5 т. С переходом на позднюю стадию разработки месторождения, после достижения остаточной нефтенасыщенности, равной 0,4, закачку пара прекращают. Объем пор паровой камеры на этот момент составляет 24274 м3. После отмены закачки пара температура в паровой камере снизилась до 150°С. Определяют концентрацию гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде, которая равна 2,7 г/л. Рассчитывают количество СО2, которое может выделиться из этой воды под действием тепла, аккумулированного в пласте. Из 1 м3 воды при нормальных условиях (н.у.) выделяется 0,459 м3 CO2 и в пластовых условиях при Т=423К (150°С) и Р=709275 Па (7 ат) выделится 0,102 м3 СО2. Чтобы заполнить объем паровой камеры газообразным углекислым газом, необходимо закачать 21653,9 м3 попутно добываемой воды. Поскольку концентрация гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде меньше 3 г/л и температура в паровой камере равна 150°С, т.е. выше 100°С, поэтому в попутно добываемую воду дополнительно вводят карбамид с рабочей концентрацией 40 мас.%. Необходимый объем раствора карбамида составляет 714 м3, при этом объем выделившегося CO2 равен 24340 м3, которого достаточно для заполнения объема паровой камеры, учитывая, что часть СО2 растворится в нефти. По мере закачки раствора карбамида будет происходить постепенное остывание паровой камеры. После снижения температуры в паровой камере до 80°С, т.е. ниже 100°С, переходят на закачку 8,3%-ного раствора гидрокарбоната калия, объем которого составляет 1427 м3 и, соответственно, 24259 м3 - объем выделившегося из него CO2. Среднесуточный дебит нефти по скв. №232, несмотря на прекращение закачки пара и переход на закачку попутно добываемой воды, снизился незначительно и составил 2,3 т.
Поддержание давления в паровой камере путем закачки попутно добываемой воды с растворенными в ней солями, разлагающимися с выделением углекислого газа за счет тепла, аккумулированного в паровой камере, позволяет сохранить дебит нефти практически на прежнем уровне после прекращения закачки пара и продлевает срок рентабельной разработки месторождения высоковязкой нефти.
Следовательно, предлагаемый способ разработки месторождения высоковязкой нефти повышает эффективность паротеплового воздействия при извлечении остаточной нефти за счет использования тепла, аккумулированного в паровой камере, после прекращения закачки пара.
Claims (1)
- Способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий закачку пара в нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающую скважину, закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину после достижения проектной величины остаточной нефтенасыщенности и отмены закачки пара, отличающийся тем, что определяют концентрацию гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде, закачивают попутно добываемую воду с концентрацией гидрокарбонат-ионов не менее 3 г/л, а при концентрации гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде менее 3 г/л при температуре в паровой камере выше 100°С в попутно добываемую воду дополнительно вводят карбамид, после снижения температуры в паровой камере ниже 100°С в попутно добываемую воду вводят карбонат натрия или аммония или гидрокарбонат натрия или калия, разлагающиеся с выделением углекислого газа под действием тепла, аккумулированного в паровой камере.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011150546/03A RU2486334C1 (ru) | 2011-12-12 | 2011-12-12 | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011150546/03A RU2486334C1 (ru) | 2011-12-12 | 2011-12-12 | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2486334C1 true RU2486334C1 (ru) | 2013-06-27 |
Family
ID=48702264
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011150546/03A RU2486334C1 (ru) | 2011-12-12 | 2011-12-12 | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2486334C1 (ru) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2611789C1 (ru) * | 2016-01-11 | 2017-03-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
| CN107676082A (zh) * | 2016-08-01 | 2018-02-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 用测井合成曲线修正岩心含油饱和度的方法 |
| RU2669647C1 (ru) * | 2017-11-29 | 2018-10-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
| RU2713682C1 (ru) * | 2019-01-10 | 2020-02-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
| RU2720632C1 (ru) * | 2019-03-01 | 2020-05-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
| RU2720723C1 (ru) * | 2019-07-31 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
| RU2725406C1 (ru) * | 2019-11-26 | 2020-07-02 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи битуминозной нефти тепловыми методами |
| RU2813288C1 (ru) * | 2023-05-03 | 2024-02-09 | Дмитрий Саврей | Способ выравнивания профиля приёмистости паронагнетательной скважины |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2047753C1 (ru) * | 1994-05-23 | 1995-11-10 | Нефтегазодобывающее управление "Усинсктермнефть" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2114289C1 (ru) * | 1997-03-12 | 1998-06-27 | Борис Александрович Тюнькин | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2199004C2 (ru) * | 2001-01-19 | 2003-02-20 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Способ разработки нефтяного пласта |
| RU2361074C2 (ru) * | 2007-04-09 | 2009-07-10 | Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Способ разработки залежей высоковязких нефтей (варианты) |
| RU2433258C1 (ru) * | 2010-07-28 | 2011-11-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Способ термогазовой обработки пласта |
-
2011
- 2011-12-12 RU RU2011150546/03A patent/RU2486334C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2047753C1 (ru) * | 1994-05-23 | 1995-11-10 | Нефтегазодобывающее управление "Усинсктермнефть" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2114289C1 (ru) * | 1997-03-12 | 1998-06-27 | Борис Александрович Тюнькин | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2199004C2 (ru) * | 2001-01-19 | 2003-02-20 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Способ разработки нефтяного пласта |
| RU2361074C2 (ru) * | 2007-04-09 | 2009-07-10 | Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Способ разработки залежей высоковязких нефтей (варианты) |
| RU2433258C1 (ru) * | 2010-07-28 | 2011-11-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Способ термогазовой обработки пласта |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| CA 2351148 A1, 24, 12 2001. * |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2611789C1 (ru) * | 2016-01-11 | 2017-03-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
| CN107676082A (zh) * | 2016-08-01 | 2018-02-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 用测井合成曲线修正岩心含油饱和度的方法 |
| CN107676082B (zh) * | 2016-08-01 | 2020-07-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 用测井合成曲线修正岩心含油饱和度的方法 |
| RU2669647C1 (ru) * | 2017-11-29 | 2018-10-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
| RU2713682C1 (ru) * | 2019-01-10 | 2020-02-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
| RU2720632C1 (ru) * | 2019-03-01 | 2020-05-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
| RU2720723C1 (ru) * | 2019-07-31 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки |
| RU2725406C1 (ru) * | 2019-11-26 | 2020-07-02 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи битуминозной нефти тепловыми методами |
| RU2813288C1 (ru) * | 2023-05-03 | 2024-02-09 | Дмитрий Саврей | Способ выравнивания профиля приёмистости паронагнетательной скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2486334C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
| RU2361074C2 (ru) | Способ разработки залежей высоковязких нефтей (варианты) | |
| RU2373385C1 (ru) | Способ обработки призабойных зон добывающих скважин | |
| US4178993A (en) | Method of starting gas production by injecting nitrogen-generating liquid | |
| MX2017008472A (es) | Metodos y sistemas para producir hidrocarburos desde roca productora de hidrocarburos a traves del tratamiento combinado de la roca y la inyeccion de agua posterior. | |
| NO20062465L (no) | Method and for cleaning of gases and uses thereof | |
| US4589487A (en) | Viscous oil recovery | |
| SA122440145B1 (ar) | منهجية لزيادة معدلات إنتاج الزيت في عمليات حقن غاز تم تصريفه بفعل الجاذبية co2 | |
| RU2110678C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2261323C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений | |
| RU2433258C1 (ru) | Способ термогазовой обработки пласта | |
| RU2494246C1 (ru) | Способ обработки околоскважинной зоны | |
| RU2673934C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии | |
| RU2440490C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2125154C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| US11066910B2 (en) | Alkaline water flooding processes for enhanced oil recovery in carbonates | |
| RU2475635C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| RU2017947C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны пласта газоконденсатного месторождения | |
| RU2053246C1 (ru) | Пенообразующий состав для повышения нефтеотдачи пластов | |
| USRE30935E (en) | Method of starting gas production by injecting nitrogen-generating liquid | |
| RU2720632C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
| RU2560036C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом пароциклического воздействия на пласт | |
| RU2713682C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки | |
| RU2177543C1 (ru) | Способ обработки прискважинной зоны пласта | |
| RU2824108C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи высоковязкой нефти карбонатного коллектора |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171213 |