СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ Российский патент 1996 года по МПК E21B43/22 

Описание патента на изобретение RU2065940C1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи обводненного пласта.

Известен способ извлечения остаточной нефти смесью, состоящей из щелочи, ПАВ, полимера. Щелочная промывка позволит получить обнадеживающие результаты. Однако использование щелочи имеет определенные ограничения, в частности происходит ослабление щелочных свойств из-за взаимодействия с породой пласта, а также с пластовыми водами. Кроме того, эффективность вытеснения зависит от активности нефти и стадии разработки месторождения /1/.

Наиболее близким к предлагаемому является способ добычи нефти с применением углекислого газа, полученного непосредственно в пласте. Для этого бурят по одной нагнетательной и добывающей скважине и через первую из них последовательно закачивают в пласт определенное количество водяного пара, а затем смесь бикарбоната натрия с лимонной кислотой, после чего закачивают вытесняющий агент воду, последний проталкивает образовавшийся в результате реакции углекислый газ в пласт. Углекислый газ способствует снижению вязкости пластовой нефти и более быстрому продвижению ее к добывающей скважине /2/.

Недостатком этого способа является малая эффективность вытеснения из-за низкой растворимости бикарбоната натрия в воде /9,6%/. Кроме того, в известном способе применяется дефицитный и дорогостоящий реагент лимонная кислота.

Целью изобретения является повышение эффективности вытеснения нефти за счет увеличения количества образующегося углекислого газа.

Цель достигается тем, что в описываемом способе извлечения остаточной нефти, включающем закачку через скважину оторочки реагентов, при взаимодействии которых в пласте образуется углекислый газ, который проталкивается по пласту закачиваемой водой, и отбор продукта через добывающую скважину в нагнетательную скважину последовательно закачивают водные растворы углекислого аммония с концентрацией 32-33% и ингибированной соляной кислоты с концентрацией 18-19% причем указанные реагенты закачиваются порциями с чередованием.

Сопоставительный анализ предлагаемого способа с прототипом показывает, что предлагаемый способ отличается тем, что в качестве реагентов, при взаимодействии которых образуется углекислый газ, в продуктивный пласт последовательно закачивают водные растворы углекислого аммония с концентрацией 32-33% ингибированной соляной кислоты с концентрацией 18-19% причем указанные реагенты закачивают порциями, чередуя. Это позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого способа критерию "новизна".

Проведенные исследования показали, что при закачке равных поровых объемов реагентов количество выделившегося углекислого газа по предлагаемому способу в 3 раза выше, чем по прототипу.

Из доступных источников патентной и научно-технической литературы нам не известна заявленная совокупность отличительных признаков. Следовательно, предлагаемый способ отвечает критерию "существенные отличия".

Предлагаемый способ в промысловых условиях осуществляется следующим образом.

В пласт через нагнетательную скважину по насосно-компрессорным трубам, спущенным до фильтра эксплуатационной колонны, чередуя порциями по 2-3 м3 на 1 м толщи пласта, закачивают 32-33% раствора углекислого аммония и водный раствор ингибированной соляной кислоты с концентрацией 18-19%
После закачки реагентов нагнетательную скважину опять переводят на закачку воды.

Эффективность способа определяли в лабораторных условиях. При проведении исследований использованы следующие реагенты:
натрий двууглекислый, ГОСТ 2156-88;
лимонная кислота, ГОСТ 3652-89;
аммоний углекислый, ГОСТ 3762-88;
соляная кислота, ГОСТ 3118-87;
дистиллированная вода, ГОСТ 6709-92.

Испытание способа проводили на линейной модели длиной 1 м площадью поперечного сечения 6,6 10-4 м2. Модель заполняли измельченным керном, состоящим в основном из песчаника. Для контроля за давлением модель была снабжена манометром. Перед каждым экспериментом модель насыщали нефтью и определяли начальную нефтенасыщенность.

Примеры конкретного выполнения. Нами были испытаны 2 варианта предлагаемого способа и 1 известного.

Пример 1.

Объем пор модели составил 210 10-6 м3. Начальный нефтенасыщенный объем составил 100 10-6 м3. Через модель прокачали 4 поровых объема воды, а отобранный объем нефти при этом составил 66 10-6 м3.

Закачку воды и отбор жидкости продолжали до прекращения выделения нефти. Коэффициент вытеснения нефти вычисляли по формуле

где Vн начальный нефтенасыщенный объем, м3;
Vд объем выделенной из модели нефти после закачки воды.

Коэффициент вытеснения нефти в этом примере составил

Затем через тот же вентиль, через который закачивали воду, закачали порциями по 5 10-6 м3, чередуя 10 мл раствора 32% углекислого аммония и 10 мл водного раствора 18% ингибированной кислоты. Растворы реагентов закачивали порциями, чередуя для того, чтобы они полностью перемешались и прореагировали. При реакции выделилось 747 мл углекислого газа. После растворов закачали 2 поровых объема воды, дополнительно выделилось 7,5 мл нефти.

Дополнительный коэффициент вытеснения составил

Таким образом, общий коэффициент равен
Kобщ=66%+7,5%=73,5%
Пример 2.

Объем пор модели составил 205 10-6 м3. Начальный нефтенасыщенный объем составил 96 10-6 м3. Через модель прокачали 5 поровых объемов воды. При этом отобрали 65,5 10-6 м3 нефти, закачку воды и отбор жидкости продолжали до прекращения выделения нефти. Коэффициент вытеснения составил

Затем через тот же вентиль, через который закачивали воду, закачали порциями по 5-6 10-6 м3, чередуя 10 мл 33% раствора углекислого аммония и 10 мл водного раствора 19% ингибированной кислоты. В результате реакции растворов выделилось 770 мл CO2. После растворов прокачали 2 поровых объема воды. При этом дополнительно выделилось 7,0 мл нефти.

Дополнительный коэффициент вытеснения составил:

Общий коэффициент вытеснения равен:
Кобщ 68,2 + 7,3 75,5
Пример 3.

Объем пор модели составил 207 10-6 м3. Начальный нефтенасыщенный объем составил 102 10-6 см3. Через модель прокачали 5 поровых объемов воды. При этом отобрали 67 10-6 м3 нефти. Закачку воды и отбор жидкости продолжали до прекращения выделения нефти. Коэффициент вытеснения составил:

Затем через тот же вентиль, через который закачивали воду, закачали порциями по 5 10-6 м3, чередуя 10 мл 9% раствора двууглекислого натрия и 10 мл водного раствора 7% лимонной кислоты. В результате реакции выделилось 240 мл углекислого газа. После растворов закачали 2 поровых объема воды. При этом дополнительно выделилось 3,5 мл нефти.

Дополнительный коэффициент вытеснения составил

Общий коэффициент вытеснения равен Кобщ 65 + 3,4 68,4%
Максимальная концентрация раствора углекислого аммония установлена по предельной растворимости, а соляной кислоты определена технологичностью раствора. При содержании в растворе соляной кислоты выше 18-19% в атмосферу выделяется хлористый водород /дымит/.

Минимальная концентрация реагентов определена тем, что при снижении концентрации уменьшается выход углекислого газа, что снижает коэффициент вытеснения нефти.

Технико-экономическая эффективность при применении предлагаемого способа складывается за счет увеличения количества выделившегося углекислого газа в 2,3-2,4 раза и, соответственно, повышения коэффициента вытеснения на 3,9-4,1% и за счет применения более дешевых и недефицитных реагентов. Стоимость лимонной кислоты более чем в 240 раз выше стоимости соляной кислоты.

Похожие патенты RU2065940C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ЛИНЗОВИДНОЙ ЗАЛЕЖИ 1993
  • Дияшев Р.Н.
  • Саттарова Ф.М.
  • Мазитов К.Г.
  • Хусаинов В.М.
  • Маннанов Ф.Н.
  • Дияшев И.Р.
  • Буртов В.А.
RU2065942C1
Способ вытеснения нефти из неоднородных по проницаемости карбонатных пластов 1990
  • Дияшев Расим Нагимович
  • Саттарова Фания Муртазовна
  • Зайцев Валерий Иванович
  • Салихов Анас Мансурович
SU1747680A1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕЛКИХ ЗАЛЕЖЕЙ И ОТДЕЛЬНЫХ ЛИНЗ МНОГОПЛАСТОВОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1995
  • Дияшев Р.Н.
  • Мазитов К.Г.
  • Саттарова Ф.М.
  • Дияшев И.Р.
RU2086756C1
Способ разработки линзовидной залежи нефти 1990
  • Дияшев Расим Нагимович
  • Саттарова Фания Муртазовна
  • Мазитов Камиль Госсамутдинович
  • Зайцев Валерий Иванович
SU1717800A1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ 1995
  • Дияшев Р.Н.
  • Саттарова Ф.М.
  • Волков Ю.В.
  • Дияшев И.Р.
  • Фазлыев Р.Т.
  • Нуриахметов Л.Г.
RU2083811C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ТРЕЩИННО-КАВЕРНОЗНОГО ТИПА 1992
  • Абдулмазитов Р.Г.
  • Муслимов Р.Х.
  • Закиров А.Ф.
  • Хайретдинов Ф.М.
RU2073791C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ 1991
  • Дияшев Р.Н.
  • Саттарова Ф.М.
  • Волков Ю.В.
  • Хабибуллин Я.Х.
  • Дияшев И.Р.
  • Хабибуллина Г.М.
SU1820660A1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ 1995
  • Дияшев Р.Н.
  • Саттарова Ф.М.
  • Волков Ю.В.
RU2088755C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПАРА 1999
  • Дияшев Р.Н.
  • Саттарова Ф.М.
  • Волков Ю.В.
  • Мазитов К.Г.
  • Нуриахметов Л.Г.
RU2172398C2
СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ 1982
  • Глумов И.Ф.
  • Кочетков В.Д.
SU1145711A1

Реферат патента 1996 года СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ

Способ извлечения остаточной нефти включает закачку в пласт химических реагентов с последующим проталкиванием их водой через нагнетательную скважину и отбор углеводородной жидкости через добывающую скважину. В качестве химических реагентов закачивают водный раствор углекислого аммония с концентрацией 32-33 мас. % и водный раствор ингибированной соляной кислоты с концентрацией 18-19 мас. %, причем закачку растворов осуществляют последовательно порциями, чередуя.

Формула изобретения RU 2 065 940 C1

Способ извлечения остаточной нефти, включающий закачку в пласт химических реагентов с последующим проталкиванием их водой через нагнетательную скважину и отбор углеводородной жидкости через добывающую скважину, отличающийся тем, что в качестве химических реагентов используют водный раствор углекислого аммония с концентрацией 32 33 мас. и водный раствор ингибированной соляной кислоты с концентрацией 18 19 мас. причем закачку растворов осуществляют последовательно порциями, чередуя.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 1996 года RU2065940C1

Печь для непрерывного получения сернистого натрия 1921
  • Настюков А.М.
  • Настюков К.И.
SU1A1
Патент США N 4846276, Кл
Выбрасывающий ячеистый аппарат для рядовых сеялок 1922
  • Лапинский(-Ая Б.
  • Лапинский(-Ая Ю.
SU21A1
Аппарат для очищения воды при помощи химических реактивов 1917
  • Гордон И.Д.
SU2A1
Патент США N 4523672, Кл
Выбрасывающий ячеистый аппарат для рядовых сеялок 1922
  • Лапинский(-Ая Б.
  • Лапинский(-Ая Ю.
SU21A1

RU 2 065 940 C1

Авторы

Дияшев Р.Н.

Саттарова Ф.М.

Мазитов К.Г.

Хусаинов В.М.

Сулейманов К.И.

Каримов Г.С.

Дияшев И.Р.

Даты

1996-08-27Публикация

1993-09-06Подача