Способ извлечения нефти из подземного нефтяного месторождения Советский патент 1988 года по МПК E21B43/24 

со а

Изобретение относится к области кефтедобычи. Цель изобретения - повышение эффективности способа. Нагнетают через нагнетательн по скважину теплоноситель в виде горячей воды и/или пара., содержащего добавки, малорастворимые в воде и нефти при т-ре месторождения и хорошо растворимые или испаряюпдаеся в теплоносителе. Добавки с теплоносителем перемещают по пласту вспомогательным теплоносителем преимущественно к той части т-рного фронта, которая перемещается быстрее. Временно и обратимо уменьшают поры пласта путем осаждения в виде твердых частиц, пока твердое вещество не растворится или испарится под действием вновь поступающего теплоносителя, В качестве добавки используют 1,5-дигидроксинафталин или 4,4-дигидроксибифенил, или 9,10- антрахинон в концентрации от 0,002 до 0,3 кг/кг. В качестве вспомогательного теплоносителя в пласт нагнетают горячую воду и/или пар. Точка плавления добавки находится выше т-ры месторождения и должна быть термически и химически стойкой. 1 з.п. , 7 табл. I (У) с

юо о: ю

Изобретение относится к способу извлечения нефти из подземных месторождений путем заполнения их горячей водой и/или паром.

Цель изобретения повыаение эффективности способа.

Предметом Изобретения является способ более полного извлечения нефти из подземных нефтяных месторождений путем избирательног о и обратимого уменьшения проницаемости при закачивании горячей воды и/или пара, который отличается тем, что через одну или несколько вводимых скважин, как минимум, временно вводят в месторождение в качестве заполняющего вещества горячую воду и/или водяной пар, которые содержат в достаточных количествах одно или несколько веществ (добавок), которые плохо раство римы в воде и нефти при температуре месторождения, но хорошо растворимы или испаряются в горячей воде и/или водяном паре, точка плавления которых лежит вьппе температуры месторождения и которые перемещаются по месторождению горячей водой или паром и, преимущественно, на том участке гра™

свойствами и заполняющее вег ество вместе с растворенной или смешанной с паром добавкой перемещается дальШ

15

ше,- пока добавка вновь не достигнет температурного фронта (грани ц 1 температур). Выделение добавки в твердое тело и изменение пропускной спо собности для заполняющего вещества являются временными и обратимыми, в месторождении идет постоянг ьм про цесс изменения состояния между выделением добавки в твердое тело и ее повторным растворением, соответственно смешением с заполняющим вещ ством, заполняющее вещество постоян но транспортирует прокладку из доба ки через температурный фронт,

Коэффициент извлечения нефти опр

20 деляется действующим в большом объеме объемным .коэффициентом воздейст вия заполняющего вещества Е, и имею щим локальное значение коэффициенто вытеснения Е ,. Сначала будут описа25 ны процегс .Ыа которые пр иводят к пов шению коэффициента воздействия запо няющего вещества.

Если по указанньш ранее причинам образовался канал кг/и углубление.

ницы температур (температурного фрон- зо то в струе не только двр-гжется боль- та), который быстрее перемещается вперед, путем вьщеления твердых частиц временно и обрач имо у:- еньтают поры местррождения до тех пор, пока вновь поступающее заполняющее вещество не растворит или не испарит твердые частицы поэтому происходит общее плоскостное и верпосальное выравнивание температурного фронта (границы температур). Применяемое в предлагаемом способе вещество имеет температуру плавления вьше.температуры месторождения, обычно выше , хорошо растворимо при заполняемом

ше заполняющего веществаj но и проходит большее количество добавки, чем в медленно заполняемой части месторожден -ш, так как она доставля ется заполняющим веществом, и запол няющее вещество движется значитель но быстрей, чем те шературньй фронт Чем больше добавки проходит через границу температур, тем больше изме 40 няется пропускная- способность, тем меньше становится скорость заполняющего вещества.: тем меньше тепла поступает для подогрева прилет ающей части месторождения и потому для пр

веществе - паре к мало растворимо при jj- движен1-{я граниг ы температур этой

части,. В этой части месторо;к,цения быстрое продвижение температурою г фронта благодаря проведеншо мероп ятий в соответствии с изобретения замедляетсяс Те другие части кест рок.;цен1-1я5 которые расположегоЬ за депяии глав.ного направления поток псскохгьку они преимуществеино име меньвгум пропускную способность ил Cfcc-бо иаблагопряятное положение, продвигаются между тем постоянно вперед, но соответственно медленн Им предоставлена возможность паве С гъшания (повьшенкл скорости), та

температуре заполняемого месторолс™ дения. Добавку запрессовьшаит вместе с горячим заполняющим веществом рез инъектирующую скважину в месторождение и транспортируют до гранигф температур (температурного фронта), где она охлаждается, затвердевает., т.е. обычно кристаллизуется, н в этом месте уменьшает пропускную способность (проницаемость) для заполняющего вещества, Б поступающем затем горячем заполняющем веществе добавка растворяется или сублимируется в соответствии с его физическими

3678622

свойствами и заполняющее вег ество вместе с растворенной или смешанной с паром добавкой перемещается даль

ше,- пока добавка вновь не достигнет температурного фронта (грани ц 1 температур). Выделение добавки в твердое тело и изменение пропускной способности для заполняющего вещества являются временными и обратимыми, в месторождении идет постоянг ьм процесс изменения состояния между выделением добавки в твердое тело и ее повторным растворением, соответственно смешением с заполняющим веществом, заполняющее вещество постоянно транспортирует прокладку из добавки через температурный фронт,

Коэффициент извлечения нефти определяется действующим в большом объеме объемным .коэффициентом воздействия заполняющего вещества Е, и имеющим локальное значение коэффициентом вытеснения Е ,. Сначала будут описаны процегс .Ыа которые пр иводят к повышению коэффициента воздействия заполняющего вещества.

Если по указанньш ранее причинам образовался канал кг/и углубление.

то в струе не только двр-гжется боль-

о то в струе не только двр-гжется боль-

ше заполняющего веществаj но и проходит большее количество добавки, чем в медленно заполняемой части месторожден -ш, так как она доставля- ется заполняющим веществом, и заполняющее вещество движется значительно быстрей, чем те шературньй фронт. Чем больше добавки проходит через границу температур, тем больше изме- 0 няется пропускная- способность, тем меньше становится скорость заполняющего вещества.: тем меньше тепла поступает для подогрева прилет ающей части месторождения и потому для про0

5

части,. В этой части месторо;к,цения- быстрое продвижение температурою го фронта благодаря проведеншо мероприятий в соответствии с изобретениям замедляетсяс Те другие части кесто- рок.;цен1-1я5 которые расположегоЬ за пре- депяии глав.ного направления потока, псскохгьку они преимуществеино имеют меньвгум пропускную способность или Cfcc-бо иаблагопряятное положение, продвигаются между тем постоянно вперед, но соответственно медленнее Им предоставлена возможность павер- С гъшания (повьшенкл скорости), татч

что n общем выравнивание скорости переме1цения фронта (границы) температур превра:иается в саморегулирующийся процесс,

В результате повьшается коэффициент воздействия заполняющего вещества, так как оно обрабатывает и вытесняет нефть из тех частей месторождения, которые иначе были бы недоступны для заполняющего вещества, при этом может быть обеспечено по- вьшение коэффициента вытеснения нефти Е в локальных областях пористых каналов. Этот локальный эффект проявляется преимутцественно в областях заполнения горячей водой, где относительно низкий коэффициент вытеснения может быть значительно повьшен. Если в породах месторождения рядом текут две фазы, т.е. вода и нефть, одна часть пути потока (пористые кана- ,лы) заполнена (пропускают) нефтью, другая - пропускает воду. В соответствии с предлагаемы способом горячее заполняющее вещество вместе с растворенными или смешанными с ним добавками сначала также движется в водопроводящих пористых каналах, однако, так как при охла ;дении прямо на границе температур сечение этих водопроводящих пористых каналов уменьшается вследствие выделения твердых добавок, горячее заполняющее вещество вынуждено отклониться в содержащие нефть .пористые каналы и вытеснить из них нефть. Таким образом повьпдается также коэффициент вытеснения Е. Вновь поступающий поток заполняющего вещества снова захватывает твердые добавки и транспортирует их дальше. В качестве заполняющего вещества в соответствии с изобретением служат либо горячая вода, либо водяной пар, либо их смесь. Горячая вода обычно имеет температуру на входе от 80 до 300°С, преимущественно около 150- , водяной пар - TeivmepaTypy на входе от ПО до , цреимущественв месторождение ли/м ).

4 (от О

до 300 кг со10

20

достижения изменения пропуск- ног способности заполняющего вещества - горячей воды применяют добавку, которая имеет низкую растворимость в холодной воде (менее 3 кг/м воды при ), хорошую растворимост в горячей воде (более 5 кг/м Воды при ) и низкую растворимость в нефти (менее 5 кг/н нефти при 20 С) Точка плавления добавки находится выше температуры месторождения, в 15 большинстве случаев выше , прей- мущественно вьше . В соответствии с условиями месторождения добавка должна быть термически и химически стойкой. Примером таких растворимых в горячей воде добавок являются твердые ароматические гидрооксилиро- ванные соединения, как, например, 2,6-дигидроксинафталин или 1,5-ди- гидроксинафталин, замещенные или незамещенные бис-, трис-, тетра-пара- гидроксивенилкан или - алкен или включающие их соединения, как например, лейкоаурин или труднорастворимые аминокислоты, как, например, ту- розин, особенно предпочтительным является 1,5-дигидроксинафталин.

Если стремятся достигнуть изменения пропускной способности для заполняющего вещества - пара, то при- j- меняют добавки, точка плавления которых также лежит выше температуры месторождения, в большинстве случаев выше 120 С и которые при этой температуре при давлении пара соответст- Q вующей величины находятся в газообразном состоянии. Это соответствует при 300°С давлению пара более чем 0,0 бар, преимущественно более чем 0,03 бар. Добавки имеют низкую раст- g воримость в холодной воде и нефти, а также хорошую термическую и химическую стойкость в условиях месторождения. Примером таких способных к суб30

лимации соединений являются высоко- но 200-350 с, смесь горячей воды и молекулярные соединения с жесткой водяного пара обычно имеет темцерату- молекулярной структурой, например«9,

0-антрахином или акридон.

Соответствующий изобретению способ применим либо при вытеснении нефти с помощью горячей воды с растворимой в горячей воде добавкой, а также при вытеснении нефти паром с испаряю;ру на вход от 150 до , причем речь идет о смеси пара и конденсата - мокром паре различного качества. Термины вода и горячая вода охватывают либо поданные вместе с паром капли воды, а также пароконденсат, пресную воду и воду различной степени засоленности, как она поступает

55

щейся в паре добавкой. Так как при заполнении паром обычно вводят мок367862

в месторождение ли/м ).

0

0

достижения изменения пропуск- ног способности заполняющего вещества - горячей воды применяют добавку, которая имеет низкую растворимость в холодной воде (менее 3 кг/м воды при ), хорошую растворимость в горячей воде (более 5 кг/м Воды при ) и низкую растворимость в нефти (менее 5 кг/н нефти при 20 С). Точка плавления добавки находится выше температуры месторождения, в 5 большинстве случаев выше , прей- мущественно вьше . В соответствии с условиями месторождения добавка должна быть термически и химически стойкой. Примером таких растворимых в горячей воде добавок являются твердые ароматические гидрооксилиро- ванные соединения, как, например, 2,6-дигидроксинафталин или 1,5-ди- гидроксинафталин, замещенные или незамещенные бис-, трис-, тетра-пара- гидроксивенилкан или - алкен или включающие их соединения, как например, лейкоаурин или труднорастворимые аминокислоты, как, например, ту- розин, особенно предпочтительным является 1,5-дигидроксинафталин.

Если стремятся достигнуть изменения пропускной способности для заполняющего вещества - пара, то при- j- меняют добавки, точка плавления которых также лежит выше температуры месторождения, в большинстве случаев выше 120 С и которые при этой температуре при давлении пара соответст- Q вующей величины находятся в газообразном состоянии. Это соответствует при 300°С давлению пара более чем 0,0 бар, преимущественно более чем 0,03 бар. Добавки имеют низкую раст- g воримость в холодной воде и нефти, а также хорошую термическую и химическую стойкость в условиях месторождения. Примером таких способных к суб0

55

щейся в паре добавкой. Так как при заполнении паром обычно вводят мокрый nap, можно далее вводить летучую добавку, а также растворимую в горячей воде мокрого пара добавку, либо также обе эти добавки совместно, либо одну после другой. Летучая (испаряющаяся) добавка оказывает свое воздействие, изменяющее пропускную способность, при переходе от газообразного в твердое состояние на границе ig конденсации газа,в то время как ра ст- воримая в горячей воде добавка проявляет себя при переходе из зоны горячей воды в зону холодной воды так

долго, пока она не будет повторно ра- J5 изменения объема пор (PV) составля- створена во вновь поступающей горя™ :ет 0,46, при содержании добавки 0,84%

ва. Она может вводиться также в виде насыщенного раствора.

Изменение пропускной способности характеризуют фактором изменения R, отношением пропускной способности после введения добавок к первоначальной пропускной способности. Необходимо небольшое количество добавок при выполнении способа с целью изменения пропускной способности. Из 1римера 1 табл.2 видно, что в случае добавки А при содержании добавки только в количестве 0,64 % фактор

чей воде и не будет транспортироваться дальше, причем горячая вода образуется частично как вода мокрого па ра, частично в результате конденсации пара и может также содержать некоторое количество вводимой воды и вода месторождения. Предлагаемый способ при заполнении горячей водой обеспечивает как повышение коэффициента воздействия заполнения Е, так и коэффициента вытеснения Е при заполнении паром, когда появляется опасность oбpaзoвaнIiЯ языков и провалов j образования паровых каналов в верхней части мощного пласта, Предла- гае1«.1Й способ можно использовать на всех месторождениях, которые пригодны для термически: способов извлечения, особенно для нефти с плотностью между 1 и 25° АРУ, вязкостью между 20 и 100000 мРа, пористостью пород месторождения вьппе 15 % и пропускной способностью вьше 0,05х К10- %4

Так как температурный фронт {гра- тща температур) перемещается значительно медаенней, чем фронт запол - няющего вещества, способ как при заполнения,, так и во время выполнения процесса заполнения путем досьшки дополнительных добавок. Добавки вводятся с заполняющим веществом в концентрации от 0,0002 до 0,3 кг добавки/кг заполняющего вещества. Если добавка вводится обычным путем, то концентрация составляет от 0,0002 до 0,5 кг добавки/кг зафактор изменения PV - 0,22, при содержании добавки 1,37 % фактор изменения PV - 0,04 Это означает, что

2Q при выделении добавки А в твердом виде при содержании только 0,64 % объем пор уменьшается настолько, что обеспечивает изменение пропускной способности почти наполовину

25 (0,45). Если PV заполняют добавкой в количестве 0,84 %, пропускная способность составляет только 22 % и при заполнении PV с содержанием добавки 1,37 % только 4 % пярвоначаль30 ной величиньи

В примере 2 показано, что введени , cyблиIvIиpyeмpй с помощью пара добавки также изменяет пропускную способность. Во время опытов без добавки вследствие низкой вязкости пара по сравнению с водой перепад давлений снималсй и не поддавался измерению при PV более 1,8, при проведении экспериментов с введением добавки В перепад давления между входом и выходом образца всегда больше, пропускная способность пород для пара сншка- ется. Для месторож;7,ения изменение пропускной способности датя паровой

.g фазы означает уменьше гае отношения подвижностей М, что всего выражается в повь шении oobef-sHoro гсозф фициента зоздейстзкя заполнителя, В то время как примеры 1 и 2 доgj, каэынают, что добавка может быть

введена в породу и снижает в ней пропускную способность для водяной паро вой фазы примеры 3 и 4 псказывэюТ} изменение пропускной способности

35

40

полняющего вещества, если она вводит- 55 «братимьм, что вьщелившаяся ся в чрезвычайном порядке для обра- .цобазка может быть вновь растворена зования запирающей подушки, то концентрация составляет от 0,002 до

0,3кг добавки/кг заполняющего вещест

и транспортироваться дальше« Найден- ш-ш в призере 3 велнчитг фактора изменения R при частичном удалении дова. Она может вводиться также в виде насыщенного раствора.

Изменение пропускной способности характеризуют фактором изменения R, отношением пропускной способности после введения добавок к первоначальной пропускной способности. Необходимо небольшое количество добавок при выполнении способа с целью изменения пропускной способности. Из 1римера 1 табл.2 видно, что в случае добавки А при содержании добавки только в количестве 0,64 % фактор

фактор изменения PV - 0,22, при содержании добавки 1,37 % фактор изменения PV - 0,04 Это означает, что

Q при выделении добавки А в твердом виде при содержании только 0,64 % объем пор уменьшается настолько, что обеспечивает изменение пропускной способности почти наполовину

5 (0,45). Если PV заполняют добавкой в . количестве 0,84 %, пропускная способность составляет только 22 % и при заполнении PV с содержанием добавки 1,37 % только 4 % пярвоначаль0 ной величиньи

В примере 2 показано, что введение , cyблиIvIиpyeмpй с помощью пара добавки также изменяет пропускную способность. Во время опытов без добавки вследствие низкой вязкости пара по сравнению с водой перепад давлений снималсй и не поддавался измерению при PV более 1,8, при проведении экспериментов с введением добавки В перепад давления между входом и выходом образца всегда больше, пропускная способность пород для пара сншка- ется. Для месторож;7,ения изменение пропускной способности датя паровой

g фазы означает уменьше гае отношения подвижностей М, что всего выражается в повь шении oobef-sHoro гсозф фициента зоздейстзкя заполнителя, В то время как примеры 1 и 2 доj, каэынают, что добавка может быть

введена в породу и снижает в ней пропускную способность для водяной паровой фазы примеры 3 и 4 псказывэюТ} изменение пропускной способности

5

0

«братимьм, что вьщелившаяся .цобазка может быть вновь растворена

и транспортироваться дальше« Найден- ш-ш в призере 3 велнчитг фактора изменения R при частичном удалении добавки А при приведены в табл.5. Пример А показывает, что при заполнении с PV 1,4 водой при 174°С фактор изменения R равен 0,92 и добавка А может быть полностью растворена- и удалена из образца (керна). Отклонение фактора изменения от теоретической величины 1 объясняется, с одной стороны, допусками измерений, с другой стороны, возможными структурными изменениями керна на основе качественных скрытых процессов, содержащих глину минералов

I

Примеры 5 и 6 показывают, что име-.

ет место изменение пропускной способности, а также более полное извлечение нефти при использовании предлагаемого способа заполнения горячей водой также при наличии нефти в породах месторождения. Коэффициент вытеснения нефти (табл,8 и 10) при обычном заполнении горячей водой без присадки добавок составляет 0,34;- 0,35; и 0,33, при заполнении в соответствии с изобретением с добавкой А - 0,46 и 0,42, при заполнении с добавкой С - 0,46 и Oj49 и при заполнении с добавкой Д 0,45 и 0,47. Это означает как при применении добавки А, так и при применении добавок С и Д увеличение полноты извлечения нефти. В то время как увеличение объемного коэффициента заполнения на основе изменения пропускной способности и являющееся результатом этого повышение отношения подвижностей Н могут быть рассчитаны, коэффициент вытеснения Е . может быть прямо определен в заполняющей аппаратуре.

повышенному объемному коэ.)фн я&нту воздействия заполнения П в месторождении, который не может быть выявлен в маленьком керне (образце), а может быть проверен только при полевых испытаниях. Величины извлечения цефти в табл. -7 показывают, что введение в виде пара добавки В не ухуд10 шает значение другой компоненты общего коэффициента извлечения нефти, а именно коэффициента вытеснения.

Пример 1. Изменение пропускной способности в жидкой фазе.

15 Для испытаний по заполнению принят в качестве модели формации цилинд рический выбуренный керн песчаника Valendis с пористостью 23 %, пропускной способностью в диапазоне от 0,9

20 до 2,5-1С7 м , диаметром 3,9. см и

длиной 50 см. Каждый керн был помещен в стальную трубу и залит с обеих сторон термостойким цементом.Затем сталь ная труба своей передней частью бы25 ла приварена к фланцу. Таким образом подготовленный керн вакуумирова- ли, заполняли двуокисью углерода, вновь вакуумировали и насыщали деио- низированной водой. При перекачивании

30 деионизированной воды при 20°С измеряли перепад давления между входом керна и выходом керна. С помощью уравнения Дарси рассчитывали первоначальную пропускную способность керна.

В герметичном, термостатическом устройстве для заполнения, которое было оборудовано термоизмерительным приспособлением, манометрами на входе и выходе, а также запорным венти- 40 лем, был вмонтирован керн и под дав35

лением нагрет до 150 С. В нагревателе с кипящим слоем дейонизированная Пример 7 показывает, что при за- вода нагревалась на 150°С и прокачи- полнении паром содержащего нефть кер- валась через емкость с добавками, на с-находящейся в паровой фазе добав-45 Р УР которой бьша равна 150 С. кой путем применения предлагаемого В емкости с добавками находилась в способа перепад давлений между входом стеклянной вате добавка А, свойства в керн и выходом из него значительно повьциапся. Этот повьшенньй перепад соответствует уменьшившейся про- 50 пускной способности и таким образом

которой -приведены ниже.

Химический состав добавки А 1,5-дигидроксинафталин; т. пл. плотность 1,5010 кг/м .

Растворимость в дистиллированной воде

Температура, с 20 60- 100. 150 160 170 180 i 200 250

Растворимость,

кг/м 0,46 1,12 2,8 10 13

повышенному объемному коэ.)фн я&нту воздействия заполнения П в месторождении, который не может быть выявлен в маленьком керне (образце), а может быть проверен только при полевых испытаниях. Величины извлечения цефти в табл. -7 показывают, что введение в виде пара добавки В не ухуд0 шает значение другой компоненты общего коэффициента извлечения нефти, а именно коэффициента вытеснения.

Пример 1. Изменение пропускной способности в жидкой фазе.

5 Для испытаний по заполнению принят в качестве модели формации цилиндрический выбуренный керн песчаника Valendis с пористостью 23 %, пропускной способностью в диапазоне от 0,9

0 до 2,5-1С7 м , диаметром 3,9. см и

длиной 50 см. Каждый керн был помещен в стальную трубу и залит с обеих сторон термостойким цементом.Затем стальная труба своей передней частью бы5 ла приварена к фланцу. Таким образом подготовленный керн вакуумирова- ли, заполняли двуокисью углерода, вновь вакуумировали и насыщали деио- низированной водой. При перекачивании

0 деионизированной воды при 20°С измеряли перепад давления между входом керна и выходом керна. С помощью уравнения Дарси рассчитывали первоначальную пропускную способность керна.

В герметичном, термостатическом устройстве для заполнения, которое было оборудовано термоизмерительным приспособлением, манометрами на входе и выходе, а также запорным венти- 0 лем, был вмонтирован керн и под дав5

лением нагрет до 150 С. В нагревателе с кипящим слоем дейонизированная вода нагревалась на 150°С и прокачи- валась через емкость с добавками, которой бьша равна 150 С. В емкости с добавками находилась в стеклянной вате добавка А, свойства

которой -приведены ниже.

Химический состав добавки А 1,5-дигидроксинафталин; т. пл. плотность 1,5010 кг/м .

17 21 33 100

..Ьа.

Насьпценный при раствор добавки А вводился в керн. После протекания количества жидкости, которое соответствует минимуму пористости керна PV 1, введение прекращалось и керн охлаждался до 20°С Благодаря этому инициировалось выделение добавки в твердом виде в керне и достигалось насыщение объема пор добавкой А,Q и длиной 60 см описанного в приме- Затем определялась пропускная способность (проницаемость) при 20°С. Соответствующее изобретению изменение пропускной способности (проницаемости) выражалось фактором изменения R - отношением проницаемости после насьпдения добавкой к первоначальной проницаемости. Аналогичные процеду ры повторяли с одинаковыми кернами

ре 1 песчаника Valendis. Вмонтирова ный в стальную трубу керн бьш вакуу мирован, заполнен двуокисью углерода, снова вакуумирован и насьщен 15 деионизированной водой. Деионизиро- ванную воду постояннь1ми позициями закачивают в подогреватель с кипящи слоем заполняющего устройства. При рообразовании получают насьпценньй

при 160, 170 и 180°С с насьпценным при 20 пар с 275 С. В емкости с добавкой

соответствующей температуре раствором добавки А, Для сравнения затем бып выполнен опыт заполнения без добавки А чистой водой при 150°С.

Результаты собраны в табл.. Коли- 25 чество в PV1 оставшейся твердой Добав ки (насыщение S в объемном проценВыходящий из емкости с добавкой, насыщенньй при 2 добавкой В пар вводили в керн. Процесс (величина) перепада давления между входом керна и выходом керна фиксировался.

Для сравнения бьш проведен аналогичный эксперимент без добавки В, однако в тех условиях, , Результаты представлены в табл,2. Примерз, Изменение проницае мости.

Керн по примеру 1 при 160°С, об работанный насыщенным раствором с добавкой А при этой температуре и затем охлажденный бьш заполнен горячей водой при , Каждьй раз после введения 1 PV систему охлаждали до , измеряли перепад давлений при протекании воды с температурой 20®С и рассчитьгаали проницаемостьо Фактор изменения после частичного выделения получали как отношение полученной проницаемости к первоначальной проницаемости.

Результаты помещены в табл.3.

те) определялось из сравнения растворов добавки до и после охлаждения.

В табл.1 приведено изменение проницаемости как функции насьпцения пор породь добавкой А,

П р и м е р 2. Изменение проницаемости в паровой фазе.

Использовали керн диаметром 6 см

и длиной 60 см описанного в приме-

ре 1 песчаника Valendis. Вмонтированный в стальную трубу керн бьш вакуу- мирован, заполнен двуокисью углерода, снова вакуумирован и насьщен деионизированной водой. Деионизиро- ванную воду постояннь1ми позициями закачивают в подогреватель с кипящим слоем заполняющего устройства. При парообразовании получают насьпценньй

находится сублимирующаяся добавка В, пропитывающая стеклянную вату, В табл.З помещены физические данные добавки В.

Химический состав добавки В - 9,10-антрахинон; т,пл, 286°С; плотность 1,4410 кг/м,

Пример4. Полная обратимость изменений проницаемости.

В примере 1 при 170°С обработанный при этой температуре насыщенным раст- вором добавки А и затем охлажденньй керн был заполйен водой в количестве 1,4 PV при . Затем была провере на проницаемость при 20°С,

Результаты приведены в табл.4.

В заключение керн бьш исследован на остаточное количество добавки. Оно показало отсутствие остатка добавки А.

П р и м е р 5, Извлечение нефти из керна путем заполнения горячей водой .

Вырезанные цилиндрические керны из песчашжа Valendis с пористостью 23 %5 проницаемостью 0,9-1,2 м -10 , диаметром 6 см и длиной 60 см бьши аналогично примеру 1 вмонтированы в стапьную трубу, заполнены двуокисью углерода и насыщены деионизированной

II13

водой, в заключение они были заполнены при условиях, аналогичных усло- виям залегания месторождения, при 50°С и среднем давлении 30-35 бар сырой нефтью. Сырая нефть имела вязкость 1200 мРа.с при 20°С, 210 мРа.с при 44 С, 7ГмРа.с при и плотность 0,938 при 20°С, 0,889 при 44°С. Бьто достигнуто первоначальное за- полнение нефтью на 87-92% объема пор.

В герметичном, термостатическом устройстве для заполнения был помещен насыщенный нефтью керн, В нагре- вателе с кипящим слоем деионизирован ная вода была нагрета до 180°С и про

В устройстве для заполне ния моделировалось продвижение температурного фронта в месторождении описанным ниже образом. Встроенный в стальную трубу керн находился к началу эксперимента за пределами термостатическо с температурой 180°С нагревательной камеры и имел температуру . Во время процесса заполнения стальную трубу с керном медленно с постоянной скоростью вдвигали в нагревательную камеру. Температурньй фронт всегда находился на входе в нагревательную камеру. Процесс изменения температуры контролировался по всей длине керна термодатчиком.

Вытекающую из керна жидкость собирали в сепаратор и после протекания 1,8-2,2 PV определяли выделившееся количество нефти. Табл.5 содер -. жит результаты испытаний трех сравнительных экспериментов без применения добавок, трех экспериментов по

Растворимость в дистиллированной воде и моделируемой воде месторождения

20 40 60 80 100 1200

т,°с

Р в диет.воде.

62

12

пущена через емкость с добавками при постоянной температуре 180 С, в которой в стеклянной вате находилась добавка А или добавка С. При протекании через емкость с добавками получался насыщенный добавкой А или добавкой С раствор, который вводили в керн.

Характеристики растворов добавки А ухе приведены в примере 1 табл.1. Ниже приведены физические характеристики добавки С.

Химический состав добавки С: т розин ; т. пл. плотность 1,46-10 кг/м

заполнению с добавкой А и двух экспериментов по заполнению с добавкой

С.

Пример 6. Извлечение нефти путем дополнения горячей водой.

Описанным в примере 5 методом в таком же керне и с той же сырой нефтью были проведены эксперименты по вытеснению нефти с применением добавки Д. Условия проведения экспериментов быпи идентичны условиям в примере 5, только заполнение осуществлялось при немного более низком среднем давлении 20-25 бар. Ниже приве- дены физические характеристики добавки Д, в табл.б1-приведены результаты испытаний сравнительных зксйе- риментов без применения добавки и двух экспериментов с добавкой Л.

Химический состав добавки Д: 4,4- игидроксибифенил т. пл. 275 С. Плотость 1,25.

Пример 7. Заполнение паром насьпценного нефтью керна.

Подготовка керна и его заполнение сырой нефтью осуществлялось так же, как это описано в примере 5,

При выпаривании деионизированной воды в нагревателе с кипящим слоем заполняющего устройства получали насыщенный пар с температурой при.пропускании через емкость с заполнителем, имеющей постоянную температуру , пар при этой же температуре насыщали сублимирующейся добавкой В и вводили в насьщенный нефтью керн. Перемещение температурного фронта моделировали ранее описанным методом, К началу эксперимента заключенный в стальную трубу керн находился за пределами имеющей постоянную температуру 245°С нагревательной камеры заполняющего устройства и имел температуру 21°С. В процессе заполнения керн медленно с постоянной скоростью вводили в нагревательную камеру. Температурный фронт находился на входе в нагревательную камеру. Эксперимент по насыщению пара добавкой В повторяли при несколько измененных условиях. Затем был проведен сравнительный эксперимент без добавки В,

Результаты сведены в табл.7,.

Формула изобретения

нефти при температуре месторождения и хороио растворимые или испаряющиеся в теплоносителе, которые перемещают по пласту вспомогательным теплоносителем, они временно и обратимо

уменьшают поры пласта путем осаждения в виде твердых частиц, пока твердое вещество не растворится или испарится под действием вновь поступающего теплоносителя, отличаюЩ и и с я тем, что, с целью повьше- ния эффективности способа, с теплоносителем в пласт в качестве добавки закачивают 1,5-дигидроксинафталин или 4,4-дигидроксибифеннп, или 9,10антрахинон в концентрации от 0,0002 до 0,3 кг/кг, а теплоноситель с добавками перемещают по пласту вспомогательным теплоносителем, преимущественно к той части температурного

фронта, которая перемещается быстрее,

PV : объем пор

Фактор изменений R: отношение проницаемости после иасьпцения добавкой

к исходной проницаемости

Насыщение S.: насыщение добавкой, % PV

71367862

Таблица 2

Количество введенного

(PV воды) .

Температура заполнения, С

Первоначальная проницаемос

м ,

Норма введения,

м с- -10-

Перепад давлений, бар

Проницаемость, м

Фактор изменения R

Насьпдение S, % PV

19

136786220

Таблица 4

, 1367862

Т

Заполнение паром насыщенного ДобавкаНет

Начальное насьпцение нефтью

Sol0,87

Начальная температура кернад С 21 Температура заполнения, С 245

Транспортирующая способность

пара, кг/кг-

Норма заполнения, м -с- 10 20,5

Скорость перемещения парового

фронта, м ,65

Расчетное насьщение добавкой S ,

% PV -

Перепад давления после 2,0 PVj

бар 1,5

Перепад давления после 3,0 PV,

бар

Перепад давления после 3,8 PV

бар

Количество введенного заполнителя при прорыве пара, PV

Коэффициент вытеснения Б

С

t

Остаточное насыщение нефтью