RU2181158C1

RU2181158C1 - Process of development of oil fields

Info

Publication number: RU2181158C1
Application number: RU2000123152A
Authority: RU
Inventors: А.Л. Западинский
Original assignee: Западинский Алексей Леонидович
Priority date: 2000-09-07
Filing date: 2000-09-07
Publication date: 2002-04-10

Abstract

FIELD: oil and gas production. SUBSTANCE: oil, water and gas flow coming from production wells is separated into oil, water and side gas, water is prepared for injection into oil pool and side gas is also prepared. Prepared side gas is burnt in power plant with simultaneous winning of reagent, generation of electric and thermal energy. Reagent is cleared from moisture and components causing corrosion, is compressed, heated with the help of energy generated by power plant and is pumped into oil pool. Water injected into oil pool is also heated with use of portion of energy generated by power plant. EFFECT: decreased energy intensity of process, raised oil flow rate and oil recovery, diminished negative ecological after- effects of process of development of oil fields. 7 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений. The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the development of oil fields.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, согласно которому вскрывают продуктивный пласт скважинами, осуществляют добычу нефти через добычные скважины, отделяют в сепараторе попутный газ от добываемой нефти и осуществляют разогрев продуктивного пласта для снижения парафинизации призабойных зон добычных скважин и снижения вязкости нефти /см., например, авт. свид. СССР N 1629504, кл. Е 21 В 43/24, 1991 г./. There is a method of developing oil fields, according to which the productive formation is opened by wells, oil is produced through production wells, associated gas is separated from the produced oil in the separator and the productive formation is heated to reduce the paraffinization of bottom-hole zones of production wells and lower oil viscosity / see, for example, author testimonial. USSR N 1629504, class E 21 B 43/24, 1991 /.

К недостаткам известного способа разработки нефтяных месторождений можно отнести сравнительно низкую эффективность добычных работ. Указанное обстоятельство обусловлено тем фактом, что разогрев продуктивного пласта осуществляют сжиганием нефти при подаче кислородосодержащего агента. Использование для разогрева пласта именно добываемого полезного ископаемого приводит к снижению выхода самого полезного ископаемого из пласта ( часть его сгорает). Кроме того, для поддержания горения полезного ископаемого необходима подача кислородосодержащего агента, что приводит к необходимости осуществления дополнительных затрат энергии. The disadvantages of the known method of developing oil fields include the relatively low efficiency of mining operations. This circumstance is due to the fact that the heating of the reservoir is carried out by burning oil with the supply of an oxygen-containing agent. The use of the extracted mineral for heating the formation leads to a decrease in the yield of the most useful mineral from the formation (part of it burns out). In addition, to maintain the combustion of a mineral, an oxygen-containing agent is necessary, which leads to the need for additional energy costs.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ добычи нефти с использованием попутного газа, при котором добытый из скважины флюид разделяют в сепараторе на нефть, газ и воду, получают с использованием высокотемпературного реактора пар и путем расщепления смеси метана и пара - водород, часть пара закачивают в нефтяное месторождение, а другую его часть подают в тепловую турбину, которая приводит в действие электрический генератор /см. авт. свид. N 1729300, кл. Е 21 В 43/24, опуб. 23.4.92/. The closest in technical essence and the achieved result is a method of oil production using associated gas, in which the fluid extracted from the well is separated in a separator into oil, gas and water, obtained using a high-temperature steam reactor and by splitting a mixture of methane and steam - hydrogen, part steam is pumped into the oil field, and the other part is fed into a heat turbine, which drives an electric generator / cm. author testimonial. N 1729300, cl. E 21 B 43/24, publ. 23.4.92 /.

К недостаткам данного способа можно отнести значительные затраты топливно-энергетических ресурсов в высокотемпературном реакторе для получения пара и расщепления смеси пара и метана, что приводит к повышению энергоемкости добычи нефти. The disadvantages of this method include the significant cost of fuel and energy resources in a high-temperature reactor to produce steam and splitting the mixture of steam and methane, which leads to an increase in the energy intensity of oil production.

Изобретение направлено на снижение энергоемкости процесса, увеличение дебита нефти и нефтеотдачи, снижение отрицательных экологических последствий процесса разработки нефтяных месторождений. The invention is aimed at reducing the energy intensity of the process, increasing the flow rate of oil and oil recovery, reducing the negative environmental consequences of the process of developing oil fields.

Технический эффект заключается в одновременном получении реагента, электроэнергии и тепловой энергии при сжигании попутного газа в энергосиловой установке, воздействии на нефтяной пласт реагента, который перед закачкой сжимают и нагревают с использованием энергии, полученной в энергосиловой установке. The technical effect consists in the simultaneous production of a reagent, electricity, and thermal energy when burning associated gas in a power plant, exposing a reagent to an oil reservoir, which is compressed and heated before injection, using the energy obtained in a power plant.

Принципиальная схема предлагаемого способа приведена на чертеже. Способ осуществляется следующим образом. Из добывающих скважин 1 нефтеводогазовый поток поступает в сепаратор 2, где происходит разделение нефти, воды и попутного газа, далее попутный газ проходит через комплекс устройств 3, в которых производится его подготовка для сжигания в энергосиловой установке 4. В комплексе устройств 3 обеспечивается снижение концентраций содержащихся в попутном газе серы, механических примесей, водяных паров, тяжелых углеводородов и других компонентов до значений, соответствующих требованиям, которые предъявляются к составу газов, предназначенных для сжигания в энергосиловой установке 4. Также в комплексе устройств 3 при значительных объемах реагента в попутном газе осуществляется его регенерация с последующим поступлением реагента в отделитель 9 и при необходимости обеспечивается равномерное поступление подготовленного попутного газа в энергосиловую установку 4. Подготовленный в комплексе устройств 3 попутный газ поступает для сжигания в энергосиловую установку 4. Энергосиловая установка 4 может быть выполнена, например, в виде газового двигателя (газовой турбины, парогенератора с паровой турбиной, газодизеля, парогазотурбинной установки и тому подобного) и электрического генератора, валы которых механически связаны между собой с помощью механической передачи, муфты или иным образом. При этом энергосиловая установка 4 имеет систему охлаждения и может подсоединяться к котлу-утилизатору 7. Также энергосиловая установка 4 может оснащаться системой, обеспечивающей регулирование ее режимов работы при изменении состава и(или) количества поступающего для сжигания в энергосиловую установку 4 попутного газа. Вырабатываемая энергосиловой установкой 4 электроэнергия используется для питания нефтепромыслового оборудования, генерирования энергии в сеть и, если это необходимо, для дополнительного нагрева в электрических нагревателях 11, 13 воды и реагента. После выполнения водоподготовки в устройстве 5 предназначенная для нагнетания в нефтяной пласт вода нагревается через теплообменник 6 от системы охлаждения энергосиловой установки 4. Далее вода нагревается в котле - утилизаторе 7. Дополнительно вода может нагреваться, если это обосновано технико-экономическими показателями, в электрическом нагревателе 13. Нагнетание воды осуществляется насосами 16. В зависимости от конструктивного исполнения, значений температуры и давления нагнетания последовательность прохождения воды через теплообменник 6, котел-утилизатор 7 и насосы 16 может быть иной. При этом может использоваться большее или меньшее число насосов. Нагретая вода под давлением поступает в распределительный пункт 14 и далее в нагнетательные скважины 15. Причем вода может нагнетаться как в одну скважину или группу скважин одновременно с реагентом (в частности, со смешением воды и реагента непосредственно на забое скважины и призабойном пространстве пласта), так и поочередно с реагентом. То есть в последнем случае закачка реагента производится в виде оторочки, которая перемещается по пласту нагнетаемой водой, или в виде оторочек, чередующихся с оторочками воды. Для распределения реагента и воды по нагнетательным скважинам 15 предусматриваются распределительные пункты 12 и 14. A schematic diagram of the proposed method is shown in the drawing. The method is as follows. From the production wells 1, the oil and gas stream enters the separator 2, where the separation of oil, water and associated gas takes place, then the associated gas passes through the complex of devices 3, in which it is prepared for combustion in the power plant 4. In the complex of devices 3, the concentrations contained in associated gas of sulfur, solids, water vapor, heavy hydrocarbons and other components to values that meet the requirements that apply to the composition of gases intended for burning in a power plant 4. Also, in the complex of devices 3, at significant volumes of the reagent in the associated gas, it is regenerated with the subsequent reagent entering into the separator 9 and, if necessary, the prepared associated gas is uniformly supplied to the power plant 4. The associated gas prepared in the complex of devices 3 for combustion in a power plant 4. Power plant 4 can be performed, for example, in the form of a gas engine (gas turbine, steam generator with steam turbine, gas diesel, steam and gas turbine unit and the like) and an electric generator, the shafts of which are mechanically connected to each other by means of a mechanical transmission, clutch or otherwise. In this case, the power plant 4 has a cooling system and can be connected to a waste heat boiler 7. Also, the power plant 4 can be equipped with a system that provides control of its operating modes when changing the composition and (or) the amount of associated gas supplied for combustion to the power plant 4. The electricity generated by the power plant 4 is used to power the oilfield equipment, generate energy in the network and, if necessary, for additional heating in the electric heaters 11, 13 of water and reagent. After completing the water treatment in the device 5, the water intended for injection into the oil reservoir is heated through the heat exchanger 6 from the cooling system of the power plant 4. Next, the water is heated in the recovery boiler 7. Additionally, the water can be heated, if justified by technical and economic indicators, in the electric heater 13 The water is pumped 16. Depending on the design, temperature and pressure, the sequence of water passage through the heat exchange Ennik 6, waste-heat boiler 7 and pumps 16 may be different. In this case, more or fewer pumps can be used. Heated water under pressure enters the distribution point 14 and then into injection wells 15. Moreover, water can be injected into one well or a group of wells simultaneously with the reagent (in particular, by mixing water and reagent directly on the bottom of the well and the bottom hole of the formation), and alternately with the reagent. That is, in the latter case, the reagent is injected in the form of a rim that moves along the reservoir with injected water, or in the form of rims alternating with rims of water. To distribute the reagent and water to the injection wells 15, distribution points 12 and 14 are provided.

Газы, образующиеся при сжигании попутных газов в энергосиловой установке 4, содержат порядка 85-87% азота и двуокиси углерода (остальная часть влага; инертные газы; составляющие, вызывающие коррозию). Азот и двуокись углерода при закачке в нефтяной пласт при определенных геолого-физических характеристиках месторождения позволяют осуществить высокоэффективное смешивающееся вытеснение. При этом воздействие двуокиси углерода на нефтяной пласт позволяет увеличить дебит нефти и нефтеотдачу и в других условиях, так как при растворении двуокиси углерода в нефти снижается ее вязкость, увеличивается объем, уменьшается поверхностное натяжение на границе нефть-вода, улучшается отмыв пленочной и подвижность капельной нефти, увеличивается количество капиллярно-вытесненной нефти, улучшается проницаемость коллекторов, увеличивается приемистость нагнетательных скважин /см., например, Бабалян Г.А., Тумасян А.Б., Пантелеев В.Г. Применение карбонизированной воды для увеличения нефтеотдачи. М., 1976, с.25-56, с. 97-98/. В связи с этим газы, образующиеся при сжигании попутных газов в энергосиловой установке 4, являются эффективным реагентом для воздействия на нефтяной пласт. Для реализации данного воздействия реагент, полученный при сжигании попутных газов в энергосиловой установке 4, поступает в котел-утилизатор 7, в котором он отдает тепло. После котла-утилизатора 7 он поступает в газоочиститель 8, в котором реагент освобождают от вызывающих коррозию составляющих (кислорода, окислов азота и других) и влаги. Осушенный и очищенный от вызывающих коррозию составляющих реагент, состоящий более, чем на 98% из азота и двуокиси углерода, поступает в отделитель 9. В зависимости от геолого-физической характеристики месторождения и стадии его разработки в отделителе 9 путем снижения процентного содержания азота в реагенте доводят состав реагента до требуемого. Таким образом получают состав реагента, который в последующем закачивается в нефтяной пласт. При этом, если геолого-физическая характеристика месторождения такова, что обеспечивается смешивающееся вытеснение нефти азотом, снижение процентного содержания азота в реагенте может не производиться. Затем реагент поступает в компрессор 10, который его сжимает, и далее в теплообменник 6 и котел-утилизатор 7, в которых, исходя из геолого-физической характеристики месторождения и стадии его разработки, принятого метода вытеснения (смешивающегося или несмешивающегося) устанавливается температура реагента. При этом дополнительно реагент может нагреваться, если это обосновано технико-экономическими показателями, в электрическом нагревателе 11. В зависимости от конструктивного исполнения, значений температуры и давления нагнетания последовательность прохождения реагента через теплообменник 6 и котел-утилизатор 7 может быть иной. После нагрева реагент поступает в распределительный пункт 12 и далее в нагнетательные скважины 15, в которые реагент может нагнетаться как одновременно с водой (в одну нагнетательную скважину или группу нагнетательных скважин), так и для создания оторочки, которая перемещается по пласту закачиваемой (после создания оторочки) водой. При этом цикл, состоящий из создания оторочки и нагнетания воды, может повторяться. Также при необходимости реагент может из распределительных пунктов 12 направляться в добывающие скважины 1 для обработки их призабойных зон. Gases generated during the combustion of associated gases in a power plant 4 contain about 85-87% nitrogen and carbon dioxide (the rest is moisture; inert gases; components that cause corrosion). Nitrogen and carbon dioxide when injected into the oil reservoir with certain geological and physical characteristics of the field allow highly efficient miscible displacement. At the same time, the effect of carbon dioxide on the oil reservoir allows one to increase the oil production rate and oil recovery in other conditions, since when the carbon dioxide dissolves in oil, its viscosity decreases, the volume increases, the surface tension at the oil-water interface decreases, film washing and drip oil mobility improves , the amount of capillary-displaced oil increases, the permeability of reservoirs improves, the injectivity of injection wells increases / see, for example, Babalyan G.A., Tumasyan A.B., Panteleev V.G. The use of carbonated water to increase oil recovery. M., 1976, p. 25-56, p. 97-98 /. In this regard, the gases generated during the combustion of associated gases in the power plant 4, are an effective reagent for exposure to the oil reservoir. To implement this effect, the reagent obtained during the combustion of associated gases in the power plant 4, enters the waste heat boiler 7, in which it gives off heat. After the recovery boiler 7, it enters the gas scrubber 8, in which the reagent is freed from the components causing corrosion (oxygen, nitrogen oxides and others) and moisture. The reagent, dried and purified from the corrosive components, consisting of more than 98% nitrogen and carbon dioxide, enters the separator 9. Depending on the geological and physical characteristics of the field and the stage of its development, the separator 9 is adjusted by reducing the percentage of nitrogen in the reagent reagent composition to the required. Thus, the composition of the reagent is obtained, which is subsequently pumped into the oil reservoir. Moreover, if the geological and physical characteristics of the field are such that a miscible displacement of oil by nitrogen is ensured, a reduction in the percentage of nitrogen in the reagent may not be performed. Then the reagent enters the compressor 10, which compresses it, and then to the heat exchanger 6 and the waste heat boiler 7, in which, based on the geological and physical characteristics of the field and the stage of its development, the adopted method of displacement (miscible or immiscible) is set to the temperature of the reagent. In addition, the reagent can be heated, if justified by technical and economic indicators, in the electric heater 11. Depending on the design, temperature and discharge pressure, the sequence of passage of the reagent through the heat exchanger 6 and the waste heat boiler 7 may be different. After heating, the reagent enters the distribution point 12 and then into the injection wells 15, into which the reagent can be injected simultaneously with water (into one injection well or a group of injection wells), and to create a rim that moves along the reservoir being injected (after creating the rim ) water. In this case, the cycle consisting of creating a rim and pumping water can be repeated. Also, if necessary, the reagent can be sent from distribution points 12 to production wells 1 for processing their bottom-hole zones.

Пример: Часовой расход подготовленного попутного газа - 300 нм³/час, низшая теплота сгорания подготовленного попутного газа Q_н=36 МДж/м³, массовое процентное содержание углерода (в связанном виде) в подготовленном попутном газе С_р=75%.Example: The hourly consumption of prepared associated gas is 300 nm ³ / h, the lower heat of combustion of the prepared associated gas is Q _n = 36 MJ / m ³ , the mass percentage of carbon (in bound form) in the prepared associated gas is C _p = 75%.

Для данных условий выход осушенного и очищенного реагента составит V_p≈2550 м³/час (в том числе, более 11% СО₂), электрическая мощность на выходе энергосиловой установки (при кпд, равном 33%) составит Р=990 кВт, после получения тепловой энергии в энергосиловой установке и передачи ее (с учетом потерь) реагенту (например, реагент нагревается с 20^oС до 100^oС в количестве 2550 м³/час) и воде (например, вода нагревается с 20^oС до 100^oС в количестве 14,7 т/час) переданное закачиваемым в нефтяной пласт реагенту и воде количество тепла составит Q≈1,25 Гкал/час.For these conditions, the output of the dried and purified reagent will be V _p ≈2550 m ³ / h (including more than 11% CO ₂ ), the electric power at the output of the power plant (with an efficiency of 33%) will be P = 990 kW, after receiving thermal energy in the power plant and transferring it (taking into account losses) to the reagent (for example, the reagent is heated from 20 ^o C to 100 ^o C in the amount of 2550 m ³ / h) and water (for example, water is heated from 20 ^o C to 100 ^o C in the amount of 14.7 t / h) the amount of heat transferred to the reagent and water injected into the oil reservoir will be Q≈1.25 Gcal / h.

Механизм воздействия на нефтяной пласт заключается в следующем. Для тех условий, при которых может быть осуществлено смешивающееся вытеснение нефти реагентом (с исходным содержанием азота), снижение процентного содержания азота в реагенте в отделителе 9 может не производиться. Если смешивающиеся вытеснение нефти реагентом (с исходным содержанием азота) в пластовых условиях не реализуется (например, из-за более низких пластовых давлений), то в отделителе 9 производится снижение процентного содержания азота в реагенте (при одинаковых условиях давление насыщения нефти двуокисью углерода ниже, чем азотом /см. , например, Петерсен А. Эксперименты по вытеснению нефти с применением N₂ и СО₃. Инженер-Нефтяник, 1978, N 11, с. 22-23/) до значений, при которых достигается смешивающееся вытеснение. В условиях, когда смешивающееся вытеснение не может быть реализовано и осуществляется несмешивающееся вытеснение, процентное содержание азота в реагенте с помощью отделителя 9 поддерживается таким, чтобы содержащийся в реагенте азот мог быть растворен в нагнетаемой воде, пластовой воде и нефти и были исключены прорывы значительных объемов азота к добывающим скважинам 1. При несмешивающемся вытеснении воздействие, обеспечивающее увеличение дебита добычных скважин и нефтеотдачи пласта, преимущественно оказывает содержащееся в реагенте двуокись углерода. Вместе с тем из попутного газа может быть получен только достаточно ограниченный объем реагента, поэтому для обеспечения его эффективного воздействия на вытесняемую нефть необходимо добиваться повышения концентрации и увеличения количества реагента на фронте вытеснения и уменьшения его концентрации в воде (соответственно количества не взаимодействующего с вытесняемой нефтью реагента), находящейся в призабойном пространстве нагнетательной скважины и обводненной части пласта. Для этого в теплообменнике 6 и котле-утилизаторе 7 (при соответствующих технико-экономических показателях в электрических нагревателях 11 и 13) производится нагрев закачиваемых в нефтяной пласт реагента и воды. Так как нагнетаемый в пласт реагент сначала перемещается по обводненной части пласта, то соответственно часть реагента растворяется в воде и не поступает на фронт вытеснения. При повышении температуры растворимость в воде реагента, содержащего азот и двуокись углерода, снижается и соответственно повышается количество реагента, поступающего непосредственно на фронт вытеснения. Например, в зависимости от давления растворимость азота и двуокиси углерода при повышении температуры на 50^oС снижается соответственно в 1,3-1,5 раза и в 2,4-2,5 раза /см., например. Справочник химика, т. 3, М.-Л., 1965, с. 316-318/. В дополнение к повышению концентрации и увеличению количества реагента, поступающего на фронт вытеснения, при нагреве нагнетаемых реагента и воды положительно влияет на увеличение дебита и объема добычи нефти тепловое воздействие на пласт, оказываемое нагретыми реагентом и водой, также нагрев реагента снижает возможность образования гидратов. Значения давления нагнетания и температуры воды и реагента, а также состав реагента (процентное соотношение двуокиси углерода и азота) выбираются в зависимости от геолого-физической характеристики месторождения и стадии его разработки. Так при смешивающемся вытеснении нагретый реагент при движении по пласту постепенно охлаждается до температуры пласта и приближении к фронту вытеснения будет иметь температуру пласта, что, как правило, предпочтительно иметь при смешивающемся вытеснении. При этом, если позволяют условия реализации смешивающегося вытеснения, то реагент и нагнетаемая вода могут нагреваться до более высоких температур. При несмешивающемся вытеснении, как оторочкой реагента, перемещаемой по пласту нагнетаемой водой (оторочками реагента, чередующимися с оторочками нагнетаемой воды), так и смешиваемыми при нагнетании реагентом и водой, температуру нагнетаемых реагента и воды рационально выбирать таким образом, чтобы нагнетаемый реагент мог быть растворен в вытесняемой нефти и отсутствовали прорывы значительных объемов реагента к добывающим скважинам 1.The mechanism of action on the oil reservoir is as follows. For those conditions under which a miscible displacement of oil by a reagent (with an initial nitrogen content) can be carried out, a reduction in the percentage of nitrogen in the reagent in separator 9 may not be carried out. If miscible displacement of oil by a reagent (with initial nitrogen content) is not realized in reservoir conditions (for example, due to lower reservoir pressures), then separator 9 reduces the percentage of nitrogen in the reagent (under the same conditions, the pressure of oil saturation with carbon dioxide is lower, than nitrogen / see, for example, Petersen A. Oil displacement experiments using N ₂ and CO _3. Neftyanik Engineer, 1978, N 11, pp. 22-23 /) to values at which miscible displacement is achieved. Under conditions where miscible displacement cannot be realized and immiscible displacement is carried out, the percentage of nitrogen in the reagent with the help of separator 9 is maintained so that the nitrogen contained in the reagent can be dissolved in the injected water, produced water and oil and breaks of significant volumes of nitrogen are excluded to production wells 1. With immiscible displacement, the effect of increasing the flow rate of production wells and oil recovery is predominantly provided by the reagent carbon dioxide. At the same time, only a sufficiently limited volume of reagent can be obtained from associated gas, therefore, to ensure its effective effect on the displaced oil, it is necessary to increase the concentration and increase the amount of reagent at the displacement front and reduce its concentration in water (accordingly, the amount of reagent not interacting with the displaced oil ) located in the bottomhole of the injection well and the flooded part of the reservoir. To do this, in the heat exchanger 6 and the waste heat boiler 7 (with the corresponding technical and economic indicators in electric heaters 11 and 13), the reagent and water injected into the oil reservoir are heated. Since the reagent injected into the formation first moves along the flooded part of the formation, accordingly, part of the reagent dissolves in water and does not enter the displacement front. With increasing temperature, the solubility in water of a reagent containing nitrogen and carbon dioxide decreases and, accordingly, the amount of reagent entering directly to the displacement front increases. For example, depending on the pressure, the solubility of nitrogen and carbon dioxide with a temperature increase of 50 ^o C decreases respectively by 1.3-1.5 times and 2.4-2.5 times / cm, for example. Handbook of a chemist, vol. 3, M.-L., 1965, p. 316-318 /. In addition to increasing the concentration and increasing the amount of reagent entering the displacement front, when the injected reagent and water are heated, the thermal effect on the formation exerted by the heated reagent and water has a positive effect on increasing the production rate and volume of oil, and heating the reagent also reduces the possibility of hydrate formation. The injection pressure and temperature of the water and the reagent, as well as the composition of the reagent (percentage of carbon dioxide and nitrogen) are selected depending on the geological and physical characteristics of the field and the stage of its development. So, during miscible displacement, the heated reagent, when moving along the formation, gradually cools to the temperature of the formation and approaches the displacement front and will have the temperature of the formation, which is usually preferable for miscible displacement. Moreover, if the conditions for the implementation of miscible displacement allow, the reagent and injected water can be heated to higher temperatures. In case of immiscible displacement, both by the reagent rim moving along the reservoir with pumped water (reagent rims alternating with the rims of the injected water) and miscible by the reagent and water rinsing, it is rational to choose the temperature of the injected reagent and water so that the injected reagent can be dissolved in displaced oil and there were no breakthroughs of significant volumes of reagent to production wells 1.

Кроме увеличения дебита нефти и нефтеотдачи пластов предлагаемый способ позволяет снизить отрицательные экологические последствия разработки нефтяных месторождений - закачка двуокиси углерода, содержащейся в полученном реагенте, осуществляется в нефтяной пласт. In addition to increasing oil production and oil recovery, the proposed method allows to reduce the negative environmental consequences of the development of oil fields - the injection of carbon dioxide contained in the resulting reagent is carried out in the oil reservoir.

Claims

1. A method of developing oil fields, including the separation of oil and gas flow coming from production wells into oil, water and associated gas, characterized in that the associated gas is prepared and burned in a power plant, while simultaneously generating reagent, electricity and thermal energy, then release the reagent moisture and corrosive components, after which the reagent is compressed, heated using the energy obtained in the power plant, pumped into an oil reservoir and carried out preparation and injection of water into the oil reservoir through injection wells.

2. The method according to p. 1, characterized in that the water injected into the oil reservoir is heated using part of the energy received in the power plant.

3. The method according to p. 1, characterized in that until the reagent is free of moisture and the components causing corrosion, it is cooled, and the thermal energy supplied by the reagent is used to heat the reagent and water injected into the oil reservoir.

4. The method according to PP. 1 and 2, characterized in that the discharge pressure, the temperature of the water and the reagent, as well as the composition of the reagent are set depending on the geological and physical characteristics of the field and on the stage of its development.

5. The method according to p. 1, characterized in that the reagent is brought to the desired composition after being released from moisture and the components causing corrosion by reducing the percentage of nitrogen in it.

6. The method according to p. 1, characterized in that the water can be pumped into injection wells both simultaneously and in turn with the reagent.

7. The method according to p. 1, characterized in that the reagent can be used for injection, both in injection wells and production wells.

8. The method according to PP. 1 and 2, characterized in that the water injected into the oil reservoir is heated using part of the heat energy obtained in the power plant.