EA036676B1 - Method for oil reservoir development - Google Patents
Method for oil reservoir development Download PDFInfo
- Publication number
- EA036676B1 EA036676B1 EA201900503A EA201900503A EA036676B1 EA 036676 B1 EA036676 B1 EA 036676B1 EA 201900503 A EA201900503 A EA 201900503A EA 201900503 A EA201900503 A EA 201900503A EA 036676 B1 EA036676 B1 EA 036676B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- coal
- oil
- water
- finely ground
- pyrite
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу повышения нефтеотдачи месторождения с использованием тепловых и газовых методов.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to a method for enhancing oil recovery from a field using thermal and gas methods.
Известен способ термохимической обработки прискважинной части нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт кислородсодержащего органического соединения или их смесь, водный раствор нитрита натрия и соляной кислоты [1].A known method of thermochemical treatment of the near-wellbore part of an oil reservoir, including sequential injection into the reservoir of an oxygen-containing organic compound or a mixture thereof, an aqueous solution of sodium nitrite and hydrochloric acid [1].
Недостатком способа является низкая продолжительность обработки, а также высокая коррозионная агрессивность соляной кислоты, что может привести к разрушению скважинного оборудования, а также недостаточно высокое тепловыделение используемой термохимической системы.The disadvantage of this method is the low duration of treatment, as well as the high corrosiveness of hydrochloric acid, which can lead to the destruction of downhole equipment, as well as insufficiently high heat release of the used thermochemical system.
Известен способ термохимической обработки продуктивного пласта и горюче-окислительный состав для его осуществления, который включает закачку в зону обработки горюче-окислительного состава (ГОС), содержащего комплексное соединение органического соединения, а именно диамид щавелевой кислоты и азотной кислоты; уксусный эфир салициловой кислоты; перманганат калия, изопропилборан, воду и амиачную селитру, затем доставку в зону расположения ГОС инициатора горения, в качестве которого используют состав на основе борогидрида щелочного металла и метанола или диэтилового эфира, или щелочи и/или твердого изопропилкарборана. В способе ГОС и инициатор горения подают раздельно. Подачу инициатора горения в зону расположения ГОС осуществляют или в контейнере с помощью промысловой лебедки с последующим разрушением контейнера взрывом шнуровой торпеды, устанавливаемой по всей длине контейнера. Доставку жидкого инициатора осуществляют закачкой его через нижнюю часть колонны НКТ, которая оборудуется алюминиевыми трубами - хвостовиком, длина которого должна превышать интервал перфорации обрабатываемого пласта [2].There is a known method of thermochemical treatment of a productive formation and a combustible-oxidizing composition for its implementation, which includes the injection into the treatment zone of a combustible-oxidizing composition (GOS) containing a complex compound of an organic compound, namely oxalic acid diamide and nitric acid; salicylic acid acetate; potassium permanganate, isopropyl borane, water and ammonium nitrate, then delivery of a combustion initiator to the zone of the GOS, which is a composition based on alkali metal borohydride and methanol or diethyl ether, or alkali and / or solid isopropylcarborane. In the method, GOS and the combustion initiator are fed separately. The combustion initiator is fed into the zone of the GOS location either in a container using a field winch with the subsequent destruction of the container by an explosion of a corded torpedo installed along the entire length of the container. The liquid initiator is delivered by pumping it through the lower part of the tubing string, which is equipped with aluminum pipes - a liner, the length of which must exceed the perforation interval of the treated formation [2].
Недостатками способа являются сложность приготовления в промысловых условиях многокомпонентных растворов с необходимыми параметрами, а также необходимость специального оборудования для доставки инициатора горения и небезопасность способа. Также высокое содержание селитры в составе ГОС ограничивает использование способа и относит его к разряду небезопасных.The disadvantages of this method are the complexity of preparation in the field conditions of multicomponent solutions with the required parameters, as well as the need for special equipment for the delivery of the combustion initiator and the insecurity of the method. Also, the high content of saltpeter in the composition of GOS limits the use of the method and classifies it as unsafe.
Наиболее близким техническим решением к предложенному изобретению является способ разработки нефтяной залежи с применением внутрипластового горения, включающий закачку в пласт до инициирования горения 29-30%-й раствор углекислого аммония, инициирование горения в призабойной зоне нагнетательной скважины, затем закачку через нее окислителя и холодной воды и отбор продукции через добывающие скважины [3].The closest technical solution to the proposed invention is a method of developing an oil reservoir using in-situ combustion, including injecting a 29-30% solution of ammonium carbonate into the reservoir prior to initiation of combustion, initiating combustion in the bottomhole zone of an injection well, then injecting an oxidizer and cold water through it. and product selection through production wells [3].
Недостатком способа является его низкая эффективность в связи с необходимостью дополнительного разогрева призабойной зоны электронагревателем, опасность осуществления способа, недостаточно высокий коэффициент нефтеотдачи.The disadvantage of this method is its low efficiency due to the need for additional heating of the bottomhole zone with an electric heater, the danger of implementing the method, insufficiently high oil recovery coefficient.
Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи пласта, расширение зоны инициирования за счет интенсификации экзотермических реакций окисления в призабойной зоне нагнетательной скважины, обеспечение безопасного осуществления процесса, выравнивание фронта продвижения, снижение коррозии оборудования, предотвращение образования водонефтяной эмульсии повышенной стабильности.The objective of the invention is to increase oil recovery, expand the initiation zone due to the intensification of exothermic oxidation reactions in the bottomhole zone of the injection well, ensure the safe implementation of the process, align the advancement front, reduce equipment corrosion, prevent the formation of an oil-water emulsion with increased stability.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку в нагнетательную скважину химреагента, окислителя и воды и отбор продукции через добывающие скважины, при разработке нефтяной залежи с температурой пласта ниже 65°С закачку химреагента осуществляют посредством последовательного закачивания в пласт 40-55%-го водного раствора гидроксида натрия и окисляющейся композиции, состоящей из тонкоизмельченных пирита, угля и пресной воды, при следующем соотношении компонентов, мас.%:The problem is solved by the fact that in the method of developing an oil reservoir, including the injection of a chemical, an oxidizer and water into an injection well, and the selection of products through production wells, when developing an oil reservoir with a reservoir temperature below 65 ° C, the chemical is injected by sequential injection into the reservoir 40- 55% aqueous solution of sodium hydroxide and an oxidizing composition consisting of finely ground pyrite, coal and fresh water, in the following ratio of components, wt%:
тонкоизмельченный пирит - 30-40, тонкоизмельченный уголь - 3-4, пресная вода - остальное.finely ground pyrite - 30-40, finely ground coal - 3-4, fresh water - the rest.
Тонкоизмельченные пирит и уголь имеют размеры фракций до 0,025 мм.Finely ground pyrite and coal have particle sizes up to 0.025 mm.
Сущность способа заключается в том, что для возможности осуществления способа разработки нефтяных залежей на месторождениях с низкими пластовыми температурами предварительно в нагнетательную скважину закачивают 40-55%-й водный раствор гидрокарбоната натрия (ГОСТ Р 55064-2012), а следом окисляющуюся композицию, включающую тонкоизмельченные пирит (ГОСТ 444-2016) и уголь (ГОСТ 32349-2013). После этого в пласт закачивают воздух.The essence of the method lies in the fact that in order to implement the method for the development of oil deposits in fields with low reservoir temperatures, a 40-55% aqueous solution of sodium bicarbonate (GOST R 55064-2012) is previously pumped into the injection well, followed by an oxidizing composition, including finely ground pyrite (GOST 444-2016) and coal (GOST 32349-2013). After that, air is pumped into the formation.
Известно, что уголь способен окисляться при низких температурах. Скорость окисления угля зависит от степени измельчения, присутствия влаги и пирита. Между органической массой угля и кислородом протекает следующая экзотермическая реакция:It is known that coal is capable of oxidizing at low temperatures. The oxidation rate of coal depends on the degree of grinding, the presence of moisture and pyrite. The following exothermic reaction occurs between the organic mass of coal and oxygen:
С+О2=СО2+17.6 ДжС + О2 = СО2 + 17.6 J
В результате будет происходить разогрев среды. На следующем этапе при закачке воздуха начнется процесс окисления пирита.As a result, the medium will warm up. At the next stage, when air is pumped, the pyrite oxidation process will begin.
Скорость и температура окисления пирита прямо пропорциональна площади поверхности, наличию примесей, влажности и концентрации молекул кислорода, адсорбированных на ней. В связи с этим в способе используются мелкие фракции пирита и угля в пресной воде. Добавка угля способствует значитель- 1 036676 ному снижению температуры активации процесса окисления пирита. Таким образом, при подаче воздуха тонкоизмельченный пирит будет вступать в экзотермическую реакцию с кислородом и обеспечивать прогрев пористой среды до температуры начала самопроизвольных внутрипластовых окислительных процессов [4].The rate and temperature of pyrite oxidation is directly proportional to the surface area, the presence of impurities, humidity, and the concentration of oxygen molecules adsorbed on it. In this regard, the method uses fine fractions of pyrite and coal in fresh water. The addition of coal contributes to a significant 1 036676 reduction in the activation temperature of the pyrite oxidation process. Thus, when air is supplied, finely ground pyrite will enter into an exothermic reaction with oxygen and provide heating of the porous medium to the temperature of the onset of spontaneous in-situ oxidation processes [4].
4FeS2 + 1102 = 2Ре20з + 88О2+3416кДж4FeS2 + 1102 = 2Pe 2 0c + 88O 2 + 3416 kJ
При этом выделяется значительное количество тепла.This produces a significant amount of heat.
Механизм процессов, происходящих в пласте в дальнейшем после окисления, можно представить следующим образом.The mechanism of the processes occurring in the formation further after oxidation can be represented as follows.
В процессе окисления в пласте образуются кислые газы (H2S, SO2, SO3), которые вместе с избыточным кислородом, неиспользованным при окислении, растворяясь в зоне конденсации пара и легких углеводородов, будут образовывать оторочку кислых коррозионно-агрессивных вод. Раствор гидроксида натрия, вводимый до инициирования процесса окисления, является активным поглотителем сернистого, серного газов и сероводорода. Нейтрализация кислых газов происходит по следующим реакциям:During oxidation, acid gases (H2S, SO2, SO3) are formed in the formation, which, together with excess oxygen unused during oxidation, dissolving in the condensation zone of steam and light hydrocarbons, will form a rim of acidic corrosive waters. The sodium hydroxide solution introduced before the initiation of the oxidation process is an active absorber of sulfurous, sulfuric gases and hydrogen sulfide. Acid gases are neutralized by the following reactions:
2NaOH + SO2=Na2SO3+H2O2NaOH + SO 2 = Na 2 SO 3 + H 2 O
4NaOH +2SO3=2Na2SO4+2H2O4NaOH + 2SO 3 = 2Na 2 SO 4 + 2H 2 O
2NaOH + H2S= Na2S+2H2O2NaOH + H 2 S = Na 2 S + 2H 2 O
В результате поглощения гидроксидом натрия кислых газов и, тем самым, исключения возможности образования сульфида железа, повышающего стабильность эмульсии, предотвращается образование устойчивых водонефтяных эмульсий.As a result of the absorption of acid gases by sodium hydroxide and, thereby, eliminating the possibility of the formation of iron sulfide, which increases the stability of the emulsion, the formation of stable oil-water emulsions is prevented.
Инициирование процесса окисления путем закачки химических реагентов способствует его равномерному распределению в призабойной зоне, увеличению зоны инициирования и выравниванию фронта продвижения зоны экзотермических реакций.Initiation of the oxidation process by pumping chemical reagents contributes to its uniform distribution in the bottomhole zone, an increase in the initiation zone and the leveling of the front of the zone of exothermic reactions.
В дальнейшем кислород, присутствующий в составе закачанного воздуха, вступает в реакцию низкотемпературного окисления нефти. Образующиеся в результате процесса окисления тепловая и нефтевытесняющая оторочки способствуют значительному увеличению нефтеотдачи пласта. Дальнейшая закачка воды создает перемещающуюся по пласту зону экзотермических реакций.Subsequently, the oxygen present in the composition of the injected air enters into the reaction of low-temperature oil oxidation. Thermal and oil-displacing rims formed as a result of the oxidation process contribute to a significant increase in oil recovery. Further water injection creates a zone of exothermic reactions moving along the formation.
Вследствие окисления пластовых углеводородов содержащимся в воздухе кислородом генерируются оксиды углерода (CO2, СО), широкая фракция лёгких углеводородов, азот и вода, которые способствуют вытеснению нефти из пласта к добывающим скважинам. К углекислому газу, образовавшемуся в результате внутрипластового окисления нефти, добавляется углекислый газ, образовавшийся при окислении угля. Большее количество образованного углекислого газа - высокоэффективного нефтевытесняющего агента - способствует повышению эффективности процесса. При значении температуры пласта выше 65°С обеспечивается полное потребление закачиваемого в пласт кислорода при самопроизвольных внутрипластовых окислительных процессах. Для безопасного осуществления процесса необходимо, чтобы реакция окисления нефти начиналась быстро, и закачиваемый воздух не прорвался к забою добывающих скважин.Oxidation of formation hydrocarbons by oxygen in the air generates carbon oxides (CO2, CO), a wide fraction of light hydrocarbons, nitrogen and water, which contribute to the displacement of oil from the formation to production wells. Carbon dioxide from the oxidation of coal is added to the carbon dioxide from the in situ oxidation of oil. More of the generated carbon dioxide, a highly efficient oil displacing agent, contributes to the efficiency of the process. When the temperature of the formation is above 65 ° C, the complete consumption of oxygen injected into the formation is ensured during spontaneous in-situ oxidation processes. For the safe implementation of the process, it is necessary that the oil oxidation reaction begins quickly, and the injected air does not break through to the bottom of the production wells.
При пластовых температурах ниже 65°С происходит резкое снижение теплового эффекта реакций окисления и процесс термогазового воздействия неосуществим вследствие некомпенсации пластовых теплопотерь. В этом случае тепло, выделяемое в окислительных реакциях, не компенсирует тепловые потери в кровлю, подошву и нагрев пласта впереди зоны реагирования. В связи с этим необходим предварительный разогрев коллекторов с низкими пластовыми температурами.At reservoir temperatures below 65 ° C, there is a sharp decrease in the thermal effect of oxidation reactions and the process of thermogas treatment is unrealizable due to non-compensation of reservoir heat losses. In this case, the heat released in oxidative reactions does not compensate for heat losses in the top, bottom and heating of the formation ahead of the reaction zone. In this regard, it is necessary to preheat reservoirs with low formation temperatures.
Перспективность предложенного способа связана с использованием внутрипластового энергетического потенциала, малоценных химических реагентов, а также высокой доступностью основного реагента - воздуха. Технология проста в реализации, экономически выгодна и не требует специальной конструкции скважин.The prospect of the proposed method is associated with the use of in-situ energy potential, low-value chemical reagents, as well as the high availability of the main reagent - air. The technology is easy to implement, cost effective and does not require a special well design.
Способ осуществляют следующим образом.The method is carried out as follows.
В нагнетательную скважину закачивают 40-55%-й водный раствор гидроксида натрия, а следом окисляющуюся композицию. Растворы готовят путем смешивания пирита и угля фракций до 0,025 мм с пресной водой. После закачки окисляющейся композиции в пласт закачивают воздух в количестве 30% от объема пор. Созданную оторочку проталкивают водой.A 40-55% aqueous solution of sodium hydroxide is injected into an injection well, followed by an oxidizing composition. Solutions are prepared by mixing pyrite and coal of fractions up to 0.025 mm with fresh water. After the injection of the oxidizing composition into the formation, air is injected in the amount of 30% of the pore volume. The created fringe is pushed with water.
Способ испытан в лабораторных условиях на линейной модели пласта. Экспериментальная установка включала приспособления для сепарации, замера и отбора проб газа и пластовых флюидов. Длина линейной модели пласта составляла 1,2 м, внутренний диаметр 0,04 м. После полного насыщения пористой среды, состоящей из кварцевого песка, водой (pH 5) переходили к насыщению ее нефтью. В экспериментальных исследованиях использовалась нефть плотностью 825 кг/м3 и вязкостью 7,4 мПа-с (при 20°С). В дальнейшем нефть вытеснялась пластовой водой и определялся коэффициент вытеснения нефти. Затем на вход модели при термостатировании (при температуре 40°С) подается раствор гидроксида натрия в количестве 15% от объема пор модели, а следом - окисляющаяся композиция - суспензия тонкоизмельченного пирита и угля в количестве 10% от объема пор модели. Для инициирования процессаThe method was tested in laboratory conditions on a linear reservoir model. The experimental setup included devices for the separation, measurement and sampling of gas and formation fluids. The length of the linear reservoir model was 1.2 m, the inner diameter was 0.04 m. After the porous medium, consisting of quartz sand, was completely saturated with water (pH 5), it was saturated with oil. In experimental studies, oil with a density of 825 kg / m 3 and a viscosity of 7.4 mPa-s (at 20 ° C) was used. Subsequently, oil was displaced by formation water and the oil displacement coefficient was determined. Then, a solution of sodium hydroxide in the amount of 15% of the pore volume of the model is fed to the input of the model during thermostating (at a temperature of 40 ° C), followed by an oxidizing composition - a suspension of finely ground pyrite and coal in the amount of 10% of the pore volume of the model. To initiate the process
- 2 036676 окисления в модель закачивают воздух в количестве 30% от объема пор. Начало процесса низкотемпературного окисления определяли по росту температуры. Далее закачивали воду и вновь определяли коэффициент вытеснения.- 2 036676 oxidation air is pumped into the model in the amount of 30% of the pore volume. The onset of the low-temperature oxidation process was determined by the rise in temperature. Then water was injected and the displacement coefficient was determined again.
Пример 1. В модель закачали 35%-й раствор гидроксида натрия и окисляющуюся композицию, включающую 27% пирита, 2,7% угля и пресную воду. Прирост коэффициента вытеснения составил 12%.Example 1. A 35% sodium hydroxide solution and an oxidizing composition containing 27% pyrite, 2.7% coal and fresh water were pumped into the model. The displacement ratio increased by 12%.
Пример 2. В модель закачали 40%-й раствор гидроксида натрия и окисляющуюся композицию, включающую 30% пирита, 3% угля и пресную воду. Прирост коэффициента вытеснения составил 18,8%.Example 2. A 40% sodium hydroxide solution and an oxidizing composition containing 30% pyrite, 3% coal and fresh water were pumped into the model. The increase in the displacement ratio was 18.8%.
Пример 3. В модель закачали 45%-й раствор гидроксида натрия и окисляющуюся композицию, включающую 33% пирита, 3,3% угля и пресную воду. Прирост коэффициента вытеснения составил 19%.Example 3. A 45% sodium hydroxide solution and an oxidizing composition containing 33% pyrite, 3.3% coal and fresh water were pumped into the model. The increase in the displacement ratio was 19%.
Пример 4. В модель закачали 50%-й раствор гидроксида натрия и окисляющуюся композицию, включающую 37% пирита, 3,7% угля и пресную воду. Прирост коэффициента вытеснения составил 19,3%.Example 4. A 50% sodium hydroxide solution and an oxidizing composition containing 37% pyrite, 3.7% coal and fresh water were pumped into the model. The increase in the displacement ratio was 19.3%.
Пример 5. В модель закачали 55%-й раствор гидроксида натрия и окисляющуюся композицию, включающую 40% пирита, 4% угля и пресную воду. Прирост коэффициента вытеснения составил 19,5%.Example 5. A 55% sodium hydroxide solution and an oxidizing composition containing 40% pyrite, 4% coal and fresh water were pumped into the model. The increase in the displacement ratio was 19.5%.
Пример 6. В модель закачали 60%-й раствор гидроксида натрия и окисляющуюся композицию, включающую 43% пирита, 4,3% угля и пресную воду. Прирост коэффициента вытеснения составил 19,3%. Результаты экспериментов показаны в табл. 1.Example 6. A 60% sodium hydroxide solution and an oxidizing composition containing 43% pyrite, 4.3% coal and fresh water were pumped into the model. The increase in the displacement ratio was 19.3%. The experimental results are shown in table. one.
Таблица 1Table 1
Как видно из табл. 1, в первом эксперименте при закачке в модель 35%-го раствора гидроксида натрия и окисляющейся композиции, включающей 27% пирита, 2,7% угля и пресную воду, продолжительность роста температуры составляет 24 ч, а прирост коэффициента вытеснения не большой - 12%. Во втором эксперименте при увеличении концентрации реагентов температура увеличивается за 10 ч, при этом коэффициент вытеснения составил 19%. В шестом эксперименте при увеличении раствора гидроксида натрия до 60%, пирита и угля до 43% и 4,3%, соответственно, эффективность способа не повышается. Таким образом, оптимальными концентрациями являются 40-55% гидроксида натрия, 30-40% пирита и 3-4% угля в составе окисляющейся композиции. Для сравнения проводился эксперимент по известной технологии (по прототипу).As you can see from the table. 1, in the first experiment, when a 35% sodium hydroxide solution and an oxidizing composition containing 27% pyrite, 2.7% coal, and fresh water were injected into the model, the temperature rise time was 24 h, and the displacement coefficient increase was not large - 12% ... In the second experiment, with an increase in the concentration of reagents, the temperature increases in 10 h, while the displacement coefficient was 19%. In the sixth experiment, with an increase in the sodium hydroxide solution to 60%, pyrite and coal to 43% and 4.3%, respectively, the efficiency of the method does not increase. Thus, the optimal concentrations are 40-55% sodium hydroxide, 30-40% pyrite and 3-4% coal in the oxidizing composition. For comparison, an experiment was carried out using a known technology (according to the prototype).
Пример 7 (по прототипу). В модель закачивали 30%-й раствор углекислого аммония в размере 5% от объема пор. Входной конец модели разогревали до температуры 320°С и начинали прокачивать воздух. Начало процесса горения определяли по резкому увеличению температуры. После того как фронт горения достиг конца модели, начинали закачку воды. В результате эксперимента коэффициент вытеснения составил 10%.Example 7 (prototype). A 30% solution of ammonium carbonate in the amount of 5% of the pore volume was pumped into the model. The inlet end of the model was heated to a temperature of 320 ° C and air was pumped. The onset of the combustion process was determined by a sharp increase in temperature. After the combustion front reached the end of the model, water injection was started. As a result of the experiment, the displacement ratio was 10%.
При проведении экспериментальных исследований отбирались пробы воды и газа из модели. Проводились анализы по определению компонентов О2, SO2 и СО2 в составе газа, pH воды и скорости коррозии. Результаты показаны в табл. 2.During the experimental studies, water and gas samples were taken from the model. Analyzes were carried out to determine the components O 2 , SO 2 and CO 2 in the composition of the gas, the pH of the water and the corrosion rate. The results are shown in table. 2.
- 3 036676- 3 036676
Таблица 2table 2
Как видно из табл. 2, в примерах 2-6 из состава газа исчезает сернистый газ, увеличивается количество углекислого газа. Отсутствие кислорода в составе отобранного газа определяет эффективное и безопасное течение процесса, т.к. основную опасность при закачке воздуха в пласт представляет прорыв кислородсодержащего газа к добывающим скважинам. Отобранная из модели пласта вода становится щелочной (пример 2-6), скорость коррозии равна нулю. Присутствие SO2 в первом эксперименте свидетельствует о недостаточном количестве гидроксида натрия для поглощения образованных кислых газов. Небольшое количество углекислого газа объясняется меньшей концентрацией окисляющейся композиции. Низкую скорость окисления показывает присутствие кислорода в отобранном газе. С этими же процессами связаны и значения pH и скорости коррозии. Этим и ограничиваем нижний предел концентраций. А в 6 примере эффективность процесса не меняется, что ограничивает верхний предел концентраций. На основе этих исследований и устанавливаются оптимальные концентрации реагентов.As you can see from the table. 2, in examples 2-6 sulfur dioxide disappears from the gas composition, the amount of carbon dioxide increases. The absence of oxygen in the sampled gas determines the efficient and safe process flow, since The main hazard when injecting air into the reservoir is the breakthrough of oxygen-containing gas to the producing wells. The water sampled from the reservoir model becomes alkaline (example 2-6), the corrosion rate is zero. The presence of SO 2 in the first experiment indicates an insufficient amount of sodium hydroxide to absorb the formed acid gases. The small amount of carbon dioxide is due to the lower concentration of the oxidizing composition. A low oxidation rate is indicated by the presence of oxygen in the sampled gas. The pH values and corrosion rates are also associated with these processes. This is what we limit the lower concentration limit. And in example 6, the efficiency of the process does not change, which limits the upper limit of concentrations. On the basis of these studies, the optimal concentrations of reagents are established.
Таким образом, при применении предложенного способа уменьшается коррозия оборудования, увеличивается количество образованного СО2, пластовая вода становится щелочной и значительно увеличивается коэффициент нефтевытеснения.Thus, when using the proposed method, corrosion of equipment decreases, the amount of generated CO2 increases, the formation water becomes alkaline and the oil displacement coefficient increases significantly.
ЛитератураLiterature
1. RU 2070283, Е2 В 43/24, 1996.1. RU 2070283, E2 B 43/24, 1996.
2. RU 2153065, E21B 43/24, 2000.2. RU 2153065, E21B 43/24, 2000.
3. RU 2088755, Е21В 43/243, 1997.3. RU 2088755, E21B 43/243, 1997.
4. Исмайлов Ф.С., Мехтиев У.Ш., Гасымлы A.M. Опыт применения тепловых методов воздействия на нефтяных месторождениях Азербайджана Баку, 2011 г., с. 121.4. Ismayilov F.S., Mekhtiev U.Sh., Gasimly A.M. The experience of using thermal methods of influence on the oil fields of Azerbaijan Baku, 2011, p. 121.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201900503A EA036676B1 (en) | 2019-09-10 | 2019-09-10 | Method for oil reservoir development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201900503A EA036676B1 (en) | 2019-09-10 | 2019-09-10 | Method for oil reservoir development |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201900503A1 EA201900503A1 (en) | 2020-12-03 |
| EA036676B1 true EA036676B1 (en) | 2020-12-07 |
Family
ID=74100009
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201900503A EA036676B1 (en) | 2019-09-10 | 2019-09-10 | Method for oil reservoir development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA036676B1 (en) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2088755C1 (en) * | 1995-05-04 | 1997-08-27 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method of development of oil pool with use of in-situ combustion |
| WO2009052043A1 (en) * | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Shell Oil Company | In situ oxidation of subsurface formations |
| WO2010043239A1 (en) * | 2008-10-15 | 2010-04-22 | Tctm Limited | Gas evolving oil viscosity diminishing compositions for stimulating the productive layer of an oil reservoir |
| RU2675394C1 (en) * | 2018-02-21 | 2018-12-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of thermal chemical treatment of reservoir |
-
2019
- 2019-09-10 EA EA201900503A patent/EA036676B1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2088755C1 (en) * | 1995-05-04 | 1997-08-27 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method of development of oil pool with use of in-situ combustion |
| WO2009052043A1 (en) * | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Shell Oil Company | In situ oxidation of subsurface formations |
| WO2010043239A1 (en) * | 2008-10-15 | 2010-04-22 | Tctm Limited | Gas evolving oil viscosity diminishing compositions for stimulating the productive layer of an oil reservoir |
| RU2675394C1 (en) * | 2018-02-21 | 2018-12-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of thermal chemical treatment of reservoir |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201900503A1 (en) | 2020-12-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2525386C2 (en) | Thermal gas chemical composition and its application for well bottom and remote zones of productive stratum | |
| AU2008362928B2 (en) | Gas evolving oil viscosity diminishing compositions for stimulating the productive layer of an oil reservoir | |
| MX2013002068A (en) | Method and apparatus for thermally treating an oil reservoir. | |
| US3844349A (en) | Petroleum production by steam injection | |
| US4454916A (en) | In-situ combustion method for recovery of oil and combustible gas | |
| CN107100604A (en) | Method for in-situ combustion exploitation by utilizing ignition of nano combustion improver | |
| Dong et al. | A laboratory study on near-miscible CO2 injection in Steelman reservoir | |
| WO2018160156A1 (en) | Method for exerting a combined effect on the near-wellbore region of a producing formation | |
| US4151260A (en) | Hydrogen sulfide abatement in geothermal steam | |
| EA036676B1 (en) | Method for oil reservoir development | |
| US3680634A (en) | Aiding auto-ignition in tar sand formation | |
| US3179169A (en) | Method for initiating in situ combustion with pyrophoric materials | |
| CN103939068A (en) | Method for exploiting thickened oil or asphalt | |
| RU2224103C1 (en) | Device and method for thermochemical treatment of a productive layer | |
| CN104453819B (en) | Chemical ignition method for in-situ combustion | |
| RU2083811C1 (en) | Method for developing oil deposit with use of in-reservoir burning | |
| RU2088755C1 (en) | Method of development of oil pool with use of in-situ combustion | |
| RU2372477C1 (en) | Device for simultaneous-separate pumping of reagents into well | |
| RU1353022C (en) | Method of oil field exploitation | |
| CN202157771U (en) | On-spot liquid nitrogen vaporization low density foam well-flushing system | |
| SU1652518A1 (en) | Oil pool development method | |
| RU2534870C2 (en) | Viscous oil production method | |
| RU2569382C1 (en) | Downhole gas generator | |
| RU2704660C1 (en) | Method for development of oil deposit using injection of carbon dioxide | |
| RU2165011C1 (en) | Process of thermal and chemical treatment of face zone of pool |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KZ KG TJ TM |