RU2726090C1 - Способ разработки залежи и добычи битуминозной нефти - Google Patents
Способ разработки залежи и добычи битуминозной нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2726090C1 RU2726090C1 RU2019145234A RU2019145234A RU2726090C1 RU 2726090 C1 RU2726090 C1 RU 2726090C1 RU 2019145234 A RU2019145234 A RU 2019145234A RU 2019145234 A RU2019145234 A RU 2019145234A RU 2726090 C1 RU2726090 C1 RU 2726090C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- formation
- reservoir
- working fluid
- well
- Prior art date
Links
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title abstract description 6
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 44
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 41
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 23
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 23
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 claims abstract description 12
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 claims abstract description 12
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 claims abstract description 12
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims abstract description 11
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims abstract description 11
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims abstract description 11
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 14
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 4
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 claims 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 abstract description 11
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 43
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 28
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 15
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 10
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 4
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 4
- 239000002641 tar oil Substances 0.000 description 4
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 3
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 3
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 2
- 239000004312 hexamethylene tetramine Substances 0.000 description 2
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- PYMYPHUHKUWMLA-UHFFFAOYSA-N 2,3,4,5-tetrahydroxypentanal Chemical compound OCC(O)C(O)C(O)C=O PYMYPHUHKUWMLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 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 1
- ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N Ammonium bicarbonate Chemical compound [NH4+].OC([O-])=O ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 239000001099 ammonium carbonate Substances 0.000 description 1
- 235000012501 ammonium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940040387 citrus pectin Drugs 0.000 description 1
- 239000009194 citrus pectin Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011181 potassium carbonates Nutrition 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 description 1
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- 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
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/04—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using electrical heaters
-
- 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
-
- 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи за счет снижения вязкости битуминозной нефти и уменьшения предельного градиента давления. В способе разработки залежей битуминозной нефти осуществляют нагрев пласта электрическим проводником с силой тока 9 А и удельным электрическим сопротивлением 1,35⋅10Ом⋅м путем его спуска в забой горизонтальной скважины. Затем закачивают под давлением 3,0-6,0 МПа расчетное количество рабочей жидкости 0,022 м/с, содержащей, мас.%: гуаровую камедь 0,01-0,3; крахмал 0,01-0,5; неионогенное поверхностно-активное вещество АФ0,1-0,6; полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» 0,3-1,5; воду остальное. Осуществляют последующую выдержку в течение 3-4 дней при постоянном нагреве до 40-60°С. Затем скважину переводят в режим добычи и отбора смеси нефти с рабочей жидкостью из пласта. 1 табл., 4 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей битуминозной нефти, в том числе и тяжелых нефтей.
Известен способ добычи вязкой нефти или битума из пласта, в котором добычу вязкой нефти или битума из пласта нагревом осуществляют путем закачки в него теплоносителя и газа. В качестве газа используют смесь неконденсирующихся газов, образующихся в процессе сгорания жидкого топлива, при следующем соотношении компонентов, вес. %: азот 15,2-19,0, углекислый газ 4,8-6,0. Содержание газа в смеси с теплоносителем составляет 20-25 мас. % [RU 2223398, кл. Е21В 43/24, 2004]. Недостатками способа являются низкая экологичность, а также низкая нефтеотдача обусловленная низкой растворимостью газа в вязких тяжелых нефтях.
Известен способ разработки нефтяной залежи. Способ основан на разработки нефтяного месторождения, включающий вытеснение нефти из пласта последовательными оторочками вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью и воды, для месторождений с низкой пластовой температурой и в качестве вытесняющего флюида использовали состав при следующем соотношении компонентов, % масс.: комплексный ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ - неонола АФ 9-12, или NP-40, или NP-50, и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфонола - в соотношении 2:1, 1,0-2,0, аммиачная селитра 10,0-15,0, карбамид 20,0-30,0, хлористый или азотнокислый алюминий безводный или гидратированный или их частично гидролизованные формы 1,0-3,0, карбонат натрия, или карбонат калия, или карбонат аммония, или гексаметилентетрамин (гексамин), или нитрит натрия 0,5-6,0, вода остальное [RU 2610958, кл. Е21В 43/22, 2006]. Недостатком данного способа является низкая нефтеотдача обусловленная трудностью добывать тяжелую нефть в естественном режиме.
Известен способ циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью. По способу осуществляют закачку через скважину расчетного количества парогазового теплоносителя, содержащего водной пар, растворимый в нефти газ и конденсирующийся газ. Затем осуществляют отбор продукции скважины. Парогазовый теплоноситель вырабатывают с таким составом, что в газообразной неконденсирующейся фазе его содержится свободный кислород, причем когда температура в призабойной зоне пласта начинает превышать температуру парогаза на забое скважины, максимальную концентрацию кислорода в парогазе поддерживают на уровне определенного соотношения [RU 2164289, кл. Е21В 43/24]. Недостатком данного способа является низкая нефтеотдача, что обусловлено низкой растворимостью пар и газа в вязких тяжелых нефтях.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ добычи нефти, который включает закачку растворителя, содержащего силикат натрия, использование термической технологии и/или использование закачки газа в нефтяной резервуар для повышения коэффициента нефтеотдачи пласта. Кроме того, способы могут быть использованы для извлечения битума из нефтеносных песков с использованием растворителя, содержащего силикат натрия. Согласно изобретению, использованы компоненты добавок, мас. %: силикат натрия (жидкий) Na2O-XSiO2 4,1975, соевая мука (порошкообразная) 0,0065, мука лигнина (порошкообразная) 0,0032, цитрусовый пектин (порошкообразный) 0,0032, вода 95,7896 [WO 2007/090099, кл. CLOC 1/18, 2006]. Недостатком данного способа является низкая нефтеотдача скважины, обусловленная низкой растворимостью газа в вязких тяжелых нефтях.
Задачей изобретения является усовершенствование способа разработки залежи и добычи битуминозной нефти, позволяющее повысить эксплуатационные характеристики скважины.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение нефтеотдачи (дебит нефти), за счет снижения вязкости битуминозной нефти в скважине и уменьшения предельного градиента давления.
Технический результат достигается тем, что способ разработки залежи и добычи битуминозной нефти включает нагрев пласта до 40-60°С электрическим проводником с силой тока 9 А и удельным электрическим сопротивлением 1,35⋅10-6 Ом⋅м, путем его спуска в забой горизонтальной скважины с последующей закачкой под давлением 3,0-6,0 МПа расчетного количества рабочей жидкости 0,022 м3/с, содержащей компоненты взятые при следующем соотношении, масс. %: гуаровая камедь 0,01-0,3; крахмал 0,01-0,5; неионогенный ПАВ - АФ9-12 0,1-0,6; полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» 0,3-1,5; вода остальное, с последующей выдержкой в течение 3-4 дней при постоянном нагреве до 40-60°С, затем скважину переводят в режим добычи и отбор смеси нефти с рабочей жидкостью из пласта.
Применение электрического нагрева в интервале температур 40-60°С в коллекторе битуминозного месторождения приводит к снижению вязкости битуминозной нефти, вследствие чего извлечения не происходит, ввиду закупорки скелета коллектора, в связи с чем, сочетание нагрева и использование рабочей жидкости содержащей компоненты взятые при следующем соотношении, масс. %: гуаровая камедь 0,01-0,3; крахмал 0,01-0,5; неионогенный ПАВ - АФ9-12 0,1-0,6; полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» 0,3-1,5; вода остальное, с последующей выдержкой в течение 3-4 дней при постоянном нагреве в температурном диапазоне от 40-60°С позволить обеспечение интенсивного извлечения битуминозной нефти. При этом только комплекс физико-химических и поверхностно-активных свойств композиции гуаровой камеди, крахмала, неионогенного ПАВ АФ9-12 и адгезионной добавки полимерлигнитного химреагента «ЛИГ-ВИС» в указанном соотношении обеспечивает эффективное извлечение битуминозной нефти на керновых образцах. Выяснено, что при нагнетании предлагаемой водной рабочей жидкости в пласт она образует гель в присутствии нагрева до 40-60°С, вытесняя нефть из пор коллектора и частично заполняя поровые пустоты, сохраняет исходную проницаемость и устойчивость коллектора, не позволяя ему закупориваться. Также выяснено, что рабочая жидкость распространяет теплоту в коллекторе и при контакте с нефтью передает свою тепловую энергию нефти, снижая ее вязкость и уменьшая предельный градиент давления, при этом повышает дебит нефти.
Сила тока зависит от проводимости (электропроводности) проводника, имеющего электрическое сопротивление ближе к электрическому сопротивлению пласта. Проводник с силой тока 9 А и удельным электрическим сопротивлением 1,35⋅10-6 Ом⋅м является идеальным вариантом для данной технологии, обеспечивающей повышение дебита нефти до 0,02-0,03 м3/с за счет снижения вязкости битуминозной нефти до 10-15 Па⋅с и уменьшения предельного градиента давления до 0,06-0,15 МПа/м при следующем соотношении компонентов рабочей жидкости, масс. %: гуаровая камедь 0,01-0,3; крахмал 0,01-0,5; неионогенный ПАВ - АФ9-12 0,1-0,6; полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» 0,3-1,5; вода остальное, с последующей выдержкой в течение 3-4 дней при постоянном нагреве до 40-60°С, затем скважину переводят в режим добычи и отбор смеси нефти с рабочей жидкостью из пласта.
Для приготовления заявляемого изобретения были использованы выпускаемые в промышленности следующие материалы и химреагенты:
1. Гуаровая камедь, ТУ 2458-019-57258729-2006,
2. Крахмал, ТУ 2262-033-32957739-2007,
3. Неионогенный ПАВ - АФ9-12, ТУ 2483-077-05766801-98,
4. Ионогенный полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС», ТУ 2458-002-33686171-2015,
5. Вода техническая.
Оптимальная рецептура рабочей жидкости, применяемой в патентуемом способе, % масс:
гуаровая камедь - 0,01-0,3;
крахмал - 0,01-0,5;
неионогенный ПАВ - АФ9-12 - 0,1-0,6;
полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» - 0,3-1,5;
вода - остальное.
Способ применения патентуемого состава поясняется следующими примерами.
Пример 1. Рассмотрим пример реализации способа на скважине битуминозной нефти месторождения «Yegbata» Нигерии характеризующейся следующими горно-геологическими показателями: Температура пласта Тпл=25°С; эффективная пористость ϕ=26.4%; средняя пористость ε=33%; давление Pпл=11 МПа=11⋅106 Па; ρск=1500 кг/м3 - плотность скелета пористой породы пласта; сск=2.50 Дж/кг.К - теплоемкость скелета пористой породы пласта; λск=0.70 Вт/м.К - теплопроводность скелета пористой породы пласта; ρфл=993.2 кг/м3 - плотность флюида пласта; cфл=1.88 Дж/кг⋅K - теплоемкость флюида пласта; λфл=0.47 Вт/м.К - теплопроводность флюида пласта; ρкл=1502 кг/м3 - плотность горных пород коллектора; cкл=2.269 Дж/кг⋅K - теплоемкость горных пород коллектора; λкл=0.357 Вт/м.К - теплопроводность горных пород коллектора; k=138 мД=0.138 мКм2=1.362⋅10-13 м2 - коэффициент проницаемости пласта (горной породы); QПАВ=0.022 м3/с - массовый дебет закачиваемого в пласт раствора ПАВ; Pскв=20 МПа=20⋅106 Па - давление в забое скважины; ψ=102 м2/с - коэффициент пьезопроводности, характеризует скорость перераспределения давления в пласте; В=0.39⋅10-3 K-1 - коэффициент объемного расширения (для пересчета объема жидкости из поверхностных в пластовые условия).
Проведем нагрев пласта электрическим проводником с силой тока 9 А и удельным электрическим сопротивлением 1,35⋅10-6 Ом⋅м, путем его спуска в забой горизонтальной скважины с последующей закачкой под давлением 3,0 МПа расчетного количества рабочей жидкости 0,022 м3/с, содержащей компоненты взятые при следующем соотношении, масс. %: гуаровая камедь 0,01; крахмал 0,5; неионогенный ПАВ - АФ9-12 0,1; полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» 1,5; вода - остальное, с последующей выдержкой в течение 3 дней при постоянном нагреве до 40°С, затем скважину переводят в режим добычи и отбор смеси нефти с рабочей жидкостью из пласта.
Полученная рабочая жидкость указанного состава обеспечивает получение следующих показателей при постоянном нагреве до 40°С с последующей выдержкой в течение 3 дней: снижение вязкости битуминозной нефти до 31,932 Па⋅с, уменьшение предельного градиента давления до 0,25 МПа/м и повышение дебита нефти до 0,017 м3/с.
Пример 2. Рассмотрим пример реализации способа на скважине битуминозной нефти месторождения «Yegbata» Нигерии характеризующейся следующими горно-геологическими показателями: Температура пласта Тпл=25°С; эффективная пористость ϕ=26.4%; средняя пористость ε=33%; давление Pпл=11 МПа=11⋅106 Па; ρск=1500 кг/м3 - плотность скелета пористой породы пласта; cск=2.50 Дж/кг.К- теплоемкость скелета пористой породы пласта; λск=0.70 Вт/м.К - теплопроводность скелета пористой породы пласта; ρфл=993.2 кг/м3 - плотность флюида пласта; cфл=1.88 Дж/кг⋅K - теплоемкость флюида пласта; λфл=0.47 Вт/м.К - теплопроводность флюида пласта; ρкл=1502 кг/м3 - плотность горных пород коллектора; cкл=2.269 Дж/кг⋅K - теплоемкость горных пород коллектора; λкл=0.357 Вт/м.К - теплопроводность горных пород коллектора; k=138 мД=0.138 мКм2=1.362⋅10-13 м2 - коэффициент проницаемости пласта (горной породы); QПАВ=0.022 м3/с - массовый дебет закачиваемого в пласт раствора ПАВ; Pскв=20 МПа=20⋅106 Па - давление в забое скважины; ψ=102 м2/с - коэффициент пьезопроводности, характеризует скорость перераспределения давления в пласте; В=0.39⋅10-3 K-1 - коэффициент объемного расширения (для пересчета объема жидкости из поверхностных в пластовые условия).
Проведем нагрев пласта электрическим проводником с силой тока 9 А и удельным электрическим сопротивлением 1,35⋅10-6 Ом⋅м, путем его спуска в забой горизонтальной скважины с последующей закачкой под давлением 4,0 МПа расчетного количества рабочей жидкости 0,022 м3/с, содержащей компоненты взятые при следующем соотношении, масс. %: гуаровая камедь 0,15; крахмал 0,3; неионогенный ПАВ - АФ9-12 0,5; полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» 0,8; вода - остальное, с последующей выдержкой в течение 3,5 дней при постоянном нагреве до 45°С, затем скважину переводят в режим добычи и отбор смеси нефти с рабочей жидкостью из пласта.
Полученная рабочая жидкость указанного состава обеспечивает получение следующих показателей при постоянном нагреве до 45°С с последующей выдержкой в течение 3,5 дней: снижение вязкости битуминозной нефти до 25,07 Па⋅с, уменьшение предельного градиента давления до 0,19 МПа/м и повышение дебита нефти до 0,025 м3/с.
Пример 3. Рассмотрим пример реализации способа на скважине битуминозной нефти месторождения «Yegbata» Нигерии характеризующейся следующими горно-геологическими показателями: Температура пласта Тпл=25°С; эффективная пористость ϕ=26.4%; средняя пористость ε=33%; давление Рпл=11 МПа=11⋅106 Па; ρск=1500 кг/м3 - плотность скелета пористой породы пласта; сск=2.50 Дж/кг.К - теплоемкость скелета пористой породы пласта; λск=0.70 Вт/м.К - теплопроводность скелета пористой породы пласта; ρфл=993.2 кг/м3 - плотность флюида пласта; сфл=1.88 Дж/кг⋅K - теплоемкость флюида пласта; λфл=0.47 Вт/м.К - теплопроводность флюида пласта; ρкл=1502 кг/м3 - плотность горных пород коллектора; скл=2.269 Дж/кг⋅K - теплоемкость горных пород коллектора; λкл=0.357 Вт/м.К - теплопроводность горных пород коллектора; k=138 мД=0.138 мКм2=1.362⋅10-13 м2 - коэффициент проницаемости пласта (горной породы); QПАВ=0.022 м3/с - массовый дебет закачиваемого в пласт раствора ПАВ; Рскв=20 МПа=20⋅106 Па - давление в забое скважины; ψ=102 м2/с - коэффициент пьезопроводности, характеризует скорость перераспределения давления в пласте; В=0.39⋅10-3 K-1 - коэффициент объемного расширения (для пересчета объема жидкости из поверхностных в пластовые условия).
Проведем нагрев пласта электрическим проводником с силой тока 9 А и удельным электрическим сопротивлением 1,35⋅10-6 Ом⋅м, путем его спуска в забой горизонтальной скважины с последующей закачкой под давлением 5,0 МПа расчетного количества рабочей жидкости 0,022 м3/с, содержащей компоненты взятые при следующем соотношении, масс. %: гуаровая камедь 0,2; крахмал 0,2; неионогенный ПАВ - АФ9-12 0,5; полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» 0,5; вода - остальное, с последующей выдержкой в течение 4 дней при постоянном нагреве до 50°С, затем скважину переводят в режим добычи и отбор смеси нефти с рабочей жидкостью из пласта.
Полученная рабочая жидкость указанного состава обеспечивает получение следующих показателей при постоянном нагреве до 50°С с последующей выдержкой в течение 4 дней: снижение вязкости битуминозной нефти до 15,001 Па⋅с, уменьшение предельного градиента давления до 0,15 МПа/м и повышение дебита нефти до 0,020 м3/с.
Пример 4. Рассмотрим пример реализации способа на скважине битуминозной нефти месторождения «Yegbata» Нигерии характеризующейся следующими горно-геологическими показателями: Температура пласта Тпл=25°С; эффективная пористость ϕ=26.4%; средняя пористость ε=33%; давление Рпл=11 МПа=11⋅106 Па; ρск=1500 кг/м3 - плотность скелета пористой породы пласта; сск=2.50 Дж/кг.К - теплоемкость скелета пористой породы пласта; λск=0.70 Вт/м.К - теплопроводность скелета пористой породы пласта; ρфл=993.2 кг/м3 - плотность флюида пласта; сфл=1.88 Дж/кгK - теплоемкость флюида пласта; λфл=0.47 Вт/м.К - теплопроводность флюида пласта; ρкл=1502 кг/м3 - плотность горных пород коллектора; cкл=2.269 Дж/кг⋅K - теплоемкость горных пород коллектора; λкл=0.357 Вт/м.К - теплопроводность горных пород коллектора; k=138 мД=0.138 мКм2=1.362⋅10-13 м2 - коэффициент проницаемости пласта (горной породы); QПАВ=0.022 м3/с - массовый дебет закачиваемого в пласт раствора ПАВ; Рскв=20 МПа=20⋅106 Па - давление в забое скважины; ψ=102 м2/с - коэффициент пьезопроводности, характеризует скорость перераспределения давления в пласте; В=0.39⋅10-3 K-1 - коэффициент объемного расширения (для пересчета объема жидкости из поверхностных в пластовые условия).
Проведем нагрев пласта электрическим проводником с силой тока 9 А и удельным электрическим сопротивлением 1,35⋅10-6 Ом⋅м, путем его спуска в забой горизонтальной скважины с последующей закачкой под давлением 6,0 МПа расчетного количества рабочей жидкости 0,022 м3/с, содержащей компоненты взятые при следующем соотношении, масс. %: гуаровая камедь 0,1; крахмал 0,01; неионогенный ПАВ - АФ9-12 0,6; полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» 0,3; вода - остальное, с последующей выдержкой в течение 4 дней при постоянном нагреве до 60°С, затем скважину переводят в режим добычи и отбор смеси нефти с рабочей жидкостью из пласта.
Полученная рабочая жидкость указанного состава обеспечивает получение следующих показателей при постоянном нагреве до 60°С с последующей выдержкой в течение 4 дней: снижение вязкости битуминозной нефти до 10,925 Па⋅с, уменьшение предельного градиента давления до 0,006 МПа/м и повышение дебита нефти до 0,015 м3/с.
Вязкость измерялись на вискозиметре.
Предельный градиент давления рассчитан по формуле (1):
где γ - предельный градиент давления, МПа/м,
ΔР - перепад давление, МПа,
L - длина образца керна, м.
В таблице 1 приведена эффективность предлагаемого способа рабочей жидкости в сочетании с электротермическим нагревом для битуминозной нефти месторождения «Yegbata» Нигерии.
Из опубликованной патентной и научно-технической литературы нам неизвестны компоненты рабочей жидкости в соотношениях, указанных выше, обеспечивающих повышение дебита нефти до 0,02-0,03 м3/с за счет снижения вязкости битуминозной нефти до 10-15 Па⋅с и уменьшения предельного градиента давления до 0,06-0,15 МПа/м, приведенных в таблице 1. Это позволяет сделать вывод, что предлагаемое изобретение заявленное выше соответствует критериям новизны, изобретательского уровня и промышленной применимости.
Claims (3)
- Способ разработки залежей битуминозной нефти, характеризующийся тем, что включает нагрев пласта электрическим проводником с силой тока 9 А и удельным электрическим сопротивлением 1,35⋅10-6 Ом⋅м путем его спуска в забой горизонтальной скважины с последующей закачкой под давлением 3,0-6,0 МПа расчетного количества рабочей жидкости 0,022 м3/с, содержащей компоненты, взятые при следующем соотношении, мас.%:
-
гуаровая камедь 0,01-0,3 крахмал 0,01-0,5 неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ АФ9-12 0,1-0,6 полимерлигнистный химреагент ЛИГ-ВИС 0,3-1,5 вода остальное - с последующей выдержкой в течение 3-4 дней при постоянном нагреве до 40-60°С, затем скважину переводят в режим добычи и отбора смеси нефти с рабочей жидкостью из пласта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019145234A RU2726090C1 (ru) | 2019-12-25 | 2019-12-25 | Способ разработки залежи и добычи битуминозной нефти |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019145234A RU2726090C1 (ru) | 2019-12-25 | 2019-12-25 | Способ разработки залежи и добычи битуминозной нефти |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2726090C1 true RU2726090C1 (ru) | 2020-07-09 |
Family
ID=71510584
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019145234A RU2726090C1 (ru) | 2019-12-25 | 2019-12-25 | Способ разработки залежи и добычи битуминозной нефти |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2726090C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2125648C1 (ru) * | 1998-02-24 | 1999-01-27 | Научно-техническое объединение "ИТИН" | Способ повышения нефтеотдачи нефтяной залежи |
| WO2007090099A2 (en) * | 2006-01-30 | 2007-08-09 | Ggt Waste Inc. | Methods for oil extraction |
| RU2450121C1 (ru) * | 2010-10-19 | 2012-05-10 | Халим Назипович Музипов | Способ нагрева нагнетательной жидкости в стволе скважины для вытеснения нефти из пласта |
| RU2460871C2 (ru) * | 2006-10-20 | 2012-09-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | СПОСОБ ТЕРМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ in situ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НАГРЕВАТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ С ЗАМКНУТЫМ КОНТУРОМ |
| 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 |
-
2019
- 2019-12-25 RU RU2019145234A patent/RU2726090C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2125648C1 (ru) * | 1998-02-24 | 1999-01-27 | Научно-техническое объединение "ИТИН" | Способ повышения нефтеотдачи нефтяной залежи |
| WO2007090099A2 (en) * | 2006-01-30 | 2007-08-09 | Ggt Waste Inc. | Methods for oil extraction |
| RU2460871C2 (ru) * | 2006-10-20 | 2012-09-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | СПОСОБ ТЕРМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ in situ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НАГРЕВАТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ С ЗАМКНУТЫМ КОНТУРОМ |
| RU2450121C1 (ru) * | 2010-10-19 | 2012-05-10 | Халим Назипович Музипов | Способ нагрева нагнетательной жидкости в стволе скважины для вытеснения нефти из пласта |
| 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 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Babadagli | Selection of proper enhanced oil recovery fluid for efficient matrix recovery in fractured oil reservoirs | |
| CN103498650B (zh) | 一种实现煤层表面气润湿反转提高煤层气井产量的方法 | |
| US20140000886A1 (en) | Petroleum recovery process and system | |
| Pei et al. | Effect of polymer on the interaction of alkali with heavy oil and its use in improving oil recovery | |
| CA2872120C (en) | Recovering hydrocarbons from an underground reservoir | |
| CN104046339B (zh) | 降低地层伤害的钻井液和煤层气开发钻井中使用的钻井液 | |
| CN104471019A (zh) | 石油采收方法和系统 | |
| RU2726090C1 (ru) | Способ разработки залежи и добычи битуминозной нефти | |
| CN104011169A (zh) | 油采收方法 | |
| Qing et al. | Study and application of gelled foam for in-depth water shutoff in a fractured oil reservoir | |
| US20140000879A1 (en) | Petroleum recovery process and system | |
| US20140000882A1 (en) | Petroleum recovery process and system | |
| CN101949282B (zh) | 一种渣油沥青乳状液驱油方法 | |
| Akpoturi et al. | Enhanced Oil Recovery using local alkaline | |
| WO2016081336A1 (en) | Oil recovery process | |
| US20140000883A1 (en) | Petroleum recovery process and system | |
| Yue et al. | Development and applications of solids-free oil-in-water drilling fluids | |
| Saputra et al. | Investigation of Polymer Flood Performance in Light Oil Reservoir: Laboratory Case Study | |
| Liu et al. | Study on Surfactants for Replenish Energy before Fracturing in Tight Reservoir | |
| Sherzod et al. | DISPLACEMENT OF OIL FROM A FORMATION BY AQUEOUS SOLUTIONS OF SURFACTIVE SUBSTANCES | |
| RU2352603C1 (ru) | Состав для глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин | |
| US20160186042A1 (en) | Enhanced oil recovery process | |
| CN112513224A (zh) | 作为用于重油采收的蒸汽泡沫添加剂的烷基烷氧基化羧酸盐 | |
| CN104718271A (zh) | 从具有非均匀渗透性的矿物油藏中开采矿物油的方法 |