RU2034981C1 - Method of exploitation of oil pool - Google Patents
Method of exploitation of oil pool Download PDFInfo
- Publication number
- RU2034981C1 RU2034981C1 RU92000840A RU92000840A RU2034981C1 RU 2034981 C1 RU2034981 C1 RU 2034981C1 RU 92000840 A RU92000840 A RU 92000840A RU 92000840 A RU92000840 A RU 92000840A RU 2034981 C1 RU2034981 C1 RU 2034981C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- gas
- displacement
- water
- solvent
- Prior art date
Links
Landscapes
- Polymerisation Methods In General (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки нефтяных залежей. The invention relates to the oil industry, in particular, to methods for developing oil deposits.
Известен способ разработки нефтяной залежи и путем закачки в нагнетательные скважины оторочки воды, содержащей пенообразующие вещества, проталкивания ее газом или чередующимися оторочками газа и воды и отбора нефти через добывающие скважины. A known method of developing an oil reservoir and by injecting into the injection wells rims of water containing foaming agents, pushing it with gas or alternating rims of gas and water, and taking oil through production wells.
Недостатком этого способа является небольшое увеличение коэффициента нефтеотдачи, не более 5% за счет применения водорастворимых поверхностно-активных веществ (ПАВ). При этом при продвижении воды в пласт имеет место переход части ПАВ в нефтяную фазу. Концентрация его в воде снижается, и пенообразующая способность значительно уменьшается. The disadvantage of this method is a slight increase in oil recovery, not more than 5% due to the use of water-soluble surface-active substances (surfactants). In this case, when water moves into the reservoir, a part of the surfactant passes into the oil phase. Its concentration in water decreases, and the foaming ability is significantly reduced.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной залежи путем закачки в пласт оторочки растворителя с последующим проталкиванием ее газом или газом и водой через нагнетательные скважины и отбора нефти через добывающие скважины. The closest to the invention in terms of technical nature and the achieved result is a method of developing an oil deposit by injecting solvent rims into the formation, followed by pushing it with gas or gas and water through injection wells and extracting oil through production wells.
Недостатком этого способа является недостаточное увеличение нефтеотдачи пласта. Это обусловлено быстрым прорывом газа в добывающие скважины за счет неоднородности пласта. The disadvantage of this method is the insufficient increase in oil recovery. This is due to the rapid breakthrough of gas into production wells due to reservoir heterogeneity.
Целью предлагаемого изобретения является повышение нефтеотдачи пласта. The aim of the invention is to increase oil recovery.
Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи путем закачки в пласт оторочки растворителя с последующим проталкиванием ее газом или газом и водой через нагнетательные скважины и отбора нефти через добывающие скважины, в качестве растворителя используют растворитель, содержащий нефтерастворимый полимер или нефтерастворимое поверхностно-активное вещество в количестве 0,01-5,0 мас. This goal is achieved by the fact that in the method of developing an oil deposit by injecting solvent rims into the formation, followed by pushing it with gas or gas and water through injection wells and extracting oil through production wells, a solvent containing an oil-soluble polymer or an oil-insoluble surfactant is used as a solvent substance in an amount of 0.01-5.0 wt.
В качестве растворителя можно использовать нефть. As a solvent, oil can be used.
В качестве газа можно использовать парогазовую смесь. As the gas, you can use the vapor-gas mixture.
В способе разработки нефтяной залежи путем газового или теплового воздействия в пласт предварительно через нагнетательные скважины закачивается растворитель, содержащий нефтерастворимый полимер или ПАВ в количестве от 0,01 до 5 мас. от массы растворителя. In the method of developing an oil deposit by gas or thermal treatment, a solvent is preliminarily injected into the formation through injection wells containing an oil-soluble polymer or surfactant in an amount of from 0.01 to 5 wt. by weight of solvent.
В качестве растворителя в пласт может закачиваться широкая фракция легких углеводородов, конденсат, добытая нефть и т.п. As a solvent, a wide fraction of light hydrocarbons, condensate, produced oil, etc. can be pumped into the reservoir.
Экспериментальные исследования показали, что добавление к растворителю нефтерастворимого полимера или ПАВ приводит при проталкивании оторочки газом к образованию мелкодисперсной пены в виде мельчайших пузырьков газа в жидкости. Такая оторочка придает флюиду большую подвижность, препятствует прорыву газа, увеличивает коэффициент охвата и коэффициент допрорывного вытеснения нефти. Experimental studies have shown that the addition of an oil-insoluble polymer or surfactant to the solvent, when pushing the rim with gas, results in the formation of fine foam in the form of tiny gas bubbles in the liquid. Such a rim gives the fluid greater mobility, prevents gas breakthrough, increases the coverage coefficient and the coefficient of pre-breakthrough oil displacement.
Исследования проводились на линейной модели насыпной пористой среды длиной 50 см, диаметром 3,5 см, проницаемость 0,2 мкм2. В качестве нефти использовалось трансформаторное масло.The studies were conducted on a linear model of a bulk porous medium with a length of 50 cm, a diameter of 3.5 cm, and a permeability of 0.2 μm 2 . Transformer oil was used as oil.
П р и м е р 1. Вытеснение трансформаторного масла осуществлялось азотом 2 поровых объемов, затем водой 0,5 порового объема и оторочками газа и воды по 0,1 порового объема каждая за 3 цикла. Давление вытеснения составляло 1,5 мПа, температура 20оС.PRI me R 1. The transformer oil was displaced with nitrogen of 2 pore volumes, then with water of 0.5 pore volume and rims of gas and water of 0.1 pore volume each for 3 cycles. Pressure displacement was 1.5 MPa, temperature 20 ° C
Результаты эксперимента:
Допрорывной коэффициент
нефтевытеснения 0,2
Коэффициент нефтевытеснения
после вытеснения водой
(0,5 порового объема) 0,36
Окончательный коэффициент
нефтевытеснения после 3-х
циклов вытеснения оторочками
газа и воды размером 0,1
порового объема каждая 0,365
П р и м е р 2. Вытеснение трансформаторного масла из линейной модели осуществлялось оторочкой того же масла с 1% полиизобутилена размером 0,1 порового объема, затем азотом 2 поровых объемов водой 0,5 порового объема и 3 циклами оторочек газа и воды размером 0,1 порового объема каждая. Все остальные условия сохранялись неизменными.Experiment Results:
Pre-breakout ratio
oil displacement 0.2
Oil displacement rate
after water displacement
(0.5 pore volume) 0.36
Final ratio
oil displacement after 3
edging cycles
gas and water size 0.1
pore volume each 0.365
PRI me R 2. The transformer oil was displaced from the linear model by rim of the same oil with 1% polyisobutylene of 0.1 pore volume, then with nitrogen of 2 pore volumes with 0.5 pore volume water and 3 cycles of gas and water rims of size 0 , 1 pore volume each. All other conditions remained unchanged.
Результаты эксперимента:
Допрорывный коэффициент
нефтевытеснения 0,32
Коэффициент вытеснения
азотом (2 поровых объемов) 0,376
Коэффициент последующего
нефтевытеснения водой
(0,5 порового объема) 0,45
Окончательный коэффициент
после 3-х циклов вытеснения
оторочками газа и водой
размером 0,1 порового
объема каждая 0,46
П р и м е р 3. Выполнялся как пример 2, но концентрация полиизобутилена в трансформаторном масле составляла 0,01 мас.Experiment Results:
Pre-breakout ratio
oil displacement 0.32
Displacement ratio
nitrogen (2 pore volumes) 0.376
Subsequent Ratio
oil displacement by water
(0.5 pore volume) 0.45
Final ratio
after 3 cycles of displacement
gas rims and water
0.1 pore size
volume each 0.46
PRI me R 3. Performed as example 2, but the concentration of polyisobutylene in the transformer oil was 0.01 wt.
Результаты эксперимента:
Допрорывный коэффициент
нефтевытеснения 0,24
Коэффициент нефтевытеснения
азотом (2 поровых объемов) 0,356
Коэффициент нефтевытеснения
после вытеснения водой
(0,5 порового объема) 0,38
Окончательный коэффициент
после вытеснения оторочками
газа и воды 0,385
П р и м е р 4. Выполнялся как пример 3, но концентрация полиизобутилена в трансформаторном масле составляла 5 мас. по массе.Experiment Results:
Pre-breakout ratio
oil displacement 0.24
Oil displacement rate
nitrogen (2 pore volumes) 0.356
Oil displacement rate
after water displacement
(0.5 pore volume) 0.38
Final ratio
after crowding out
gas and water 0.385
PRI me R 4. Performed as example 3, but the concentration of polyisobutylene in the transformer oil was 5 wt. by weight.
Результаты эксперимента:
Допрорывный коэффициент
нефтевытеснения 0,25
Коэффициент нефтевытеснения
азотом (2 поровых объемов) 0,358
Коэффициент нефтевытеснения
после вытеснения водой
(0,5 порового объема) 0,385
Коэффициент нефтевытеснения
после вытеснения оторочками
газа и воды 0,39
В последнем эксперименте вязкость трансформаторного масла была очень высокая: порядка 417 спз при 20оС. Поэтому опыт проводился при температуре 90оС, вязкость составляла порядка 150 спз. Поэтому концентрация больше 5% не рекомендуется.Experiment Results:
Pre-breakout ratio
oil displacement 0.25
Oil displacement rate
nitrogen (2 pore volumes) 0.358
Oil displacement rate
after water displacement
(0.5 pore volume) 0.385
Oil displacement rate
after crowding out
gas and water 0.39
In the latter experiment the transformer oil viscosity was very high: about 417 cps at 20 ° C. Therefore, the experiment was conducted at 90 ° C, the viscosity was about 150 cps. Therefore, a concentration of more than 5% is not recommended.
П р и м е р 5. Выполнялся как пример 2, но вместо азота использовалась парогазовая смесь, состоящая из 50% водяного пара и 50% азота. Температура в пласте поддерживалась на уровне 200оС.PRI me R 5. Performed as example 2, but instead of nitrogen was used vapor-gas mixture consisting of 50% water vapor and 50% nitrogen. The temperature in the reservoir was maintained at 200 about C.
Результаты эксперимента:
Допрорывный коэффициент
нефтевытеснения 0,35
Коэффициент нефтевытеснения
азотом (2 поровых объемов) 0,37
Коэффициент нефтевытеснения
после вытеснения водой 0,43
Коэффициент нефтевытеснения
после вытеснения оторочками
парогазовой смеси и воды 0,45
П р и м е р 6. Выполнялся как пример 2, но вместо полимера в масло добавлялся 0,01% ПАВ. В качестве ПАВа использовался нефтенол Н.Experiment Results:
Pre-breakout ratio
oil displacement 0.35
Oil displacement rate
nitrogen (2 pore volumes) 0.37
Oil displacement rate
after displacement by water 0.43
Oil displacement rate
after crowding out
gas mixture and water 0.45
PRI me R 6. Performed as example 2, but instead of the polymer in the oil was added 0.01% surfactant. Neftenol N. was used as a surfactant.
Результаты эксперимента:
Допрорывный коэффициент
нефтевытеснения 0,26
Коэффициент вытеснения
азотом (2 поровых объемов) 0,366
Коэффициент последующего
нефтевытеснения водой
(0,5 порового объема) 0,385
Окончательный коэффициент
после 3-х циклов вытеснения
оторочками газа и воды
размером 0,1 порового
объема каждая 0,388
П р и м е р 7. Выполнялся как пример 6, но концентрация ПАВа составляла 5%
Результаты эксперимента:
Допрорывный коэффициент
нефтевытеснения 0,28
Коэффициент нефтевытеснения
азотом (2 поровых объемов) 0,370
Коэффициент последующего
вытеснения водой (0,5
порового объема) 0,388
Окончательный коэффициент
после 3-х циклов вытеснения
оторочками газа и воды размером
0,1 порового объема каждая 0,400
П р и м е р 8. Вытеснение трансформаторного масла осуществлялось азотом 2 поровых объемов. Давление и температура те же, что и в примере 1.Experiment Results:
Pre-breakout ratio
oil displacement 0.26
Displacement ratio
nitrogen (2 pore volumes) 0.366
Subsequent Ratio
oil displacement by water
(0.5 pore volume) 0.385
Final ratio
after 3 cycles of displacement
rims of gas and water
0.1 pore size
volume each 0.388
PRI me R 7. Performed as example 6, but the concentration of surfactant was 5%
Experiment Results:
Pre-breakout ratio
oil displacement 0.28
Oil displacement rate
nitrogen (2 pore volumes) 0.370
Subsequent Ratio
water displacement (0.5
pore volume) 0.388
Final ratio
after 3 cycles of displacement
rims of gas and water in size
0.1 pore volume each 0.400
PRI me R 8. The displacement of transformer oil was carried out with nitrogen of 2 pore volumes. The pressure and temperature are the same as in example 1.
Результаты эксперимента:
Допрорывной коэффициент
нефтевытеснения 0,2
Коэффициент нефтевытесне-
ния азотом 0,32
П р и м е р 9. Вытеснение трансформаторного масла осуществлялось оторочкой того же масла с 1% полиизобутилена размером 0,1 порового объема, затем азотом 2 поровых объемов.Experiment Results:
Pre-breakout ratio
oil displacement 0.2
Oil displacement coefficient
nitrogen nitrogen 0.32
PRI me R 9. The transformer oil was displaced by the rim of the same oil with 1% polyisobutylene of 0.1 pore volume, then with nitrogen of 2 pore volumes.
Результаты эксперимента:
Допрорывный коэффициент
нефтевытеснения 0,32
Коэффициент вытеснения
азотом 0,376
П р и м е р 10. Вытеснение трансформаторного масла осуществлялось оторочкой (0,1 порового объема) гексана, затем азотом 2 поровых объемов, а затем водой 0,5 порового объема и оторочками газа и воды по 0,1 порового объема каждая. Давление было то же, что и в примере 1.Experiment Results:
Pre-breakout ratio
oil displacement 0.32
Displacement ratio
nitrogen 0.376
PRI me R 10. The transformer oil was displaced by a rim (0.1 pore volume) of hexane, then with nitrogen of 2 pore volumes, and then with water of 0.5 pore volume and rims of gas and water of 0.1 pore volume each. The pressure was the same as in example 1.
Результаты эксперимента:
Допрорывный коэффициент
нефтевытеснения 0,23
Коэффициент вытеснения азотом 0,33
Коэффициент нефтевытеснения
после вытеснения водой
(0,5 порового объема) 0,38
Окончательный коэффициент нефтевытеснения после 3-х циклов вытеснения оторочками газа и воды 0,39
П р и м е р 11. Выполнялся как пример 2, но вместо полиизобутилена был взят полимер полиэтиленгликоль 115
Результаты эксперимента:
Допрорывный коэффициент
нефтевытеснения 0,31
Коэффициент вытеснения
азотом (2 поровых объемов) 0,38
Коэффициент последующего
вытеснения водой (0,5 поро-
вого объема) 0,46
Окончательный коэффициент
после 3-х циклов вытеснения
оторочками газа и воды, размером
0,1 порового объема каждая 0,47
П р и м е р 12. Выполнялся как пример 2, но вместо полиизобутилена использовался ПАВ АФ-9-4.Experiment Results:
Pre-breakout ratio
oil displacement 0.23
Nitrogen displacement coefficient 0.33
Oil displacement rate
after water displacement
(0.5 pore volume) 0.38
The final coefficient of oil displacement after 3 cycles of displacement by rims of gas and water 0.39
PRI me R 11. Performed as example 2, but instead of polyisobutylene was taken polymer polyethylene glycol 115
Experiment Results:
Pre-breakout ratio
oil displacement 0.31
Displacement ratio
nitrogen (2 pore volumes) 0.38
Subsequent Ratio
water displacement (0.5 pore -
total volume) 0.46
Final ratio
after 3 cycles of displacement
rims of gas and water, size
0.1 pore volume each 0.47
PRI me R 12. Performed as example 2, but instead of polyisobutylene used surfactant AF-9-4.
Результаты эксперимента:
Допрорывный коэффициент
нефтевытеснения 0,27
Коэффициент вытеснения
азотом (2 поровых объема) 0,365
Коэффициент последующего
нефтевытеснения водой
(0,5 поровых объема) 0,47
Окончательный коэффициент
после 3-х циклов вытеснения
оторочками газа и воды размером
0,1 порового объема каждая 0,48
П р и м е р 13. Выполнялся как пример 2, но вместо азота использовалась смесь, содержащая 88% азота и 12% CO2 (Имитация дымового газа)
Результаты эксперимента:
Допрорывный коэффициент
нефтевытеснения 0,33
Коэффициент вытеснения
азотом (2 пороговых объемов) 0,38
Коэффициент последующего
нефтевытеснения водой
(0,5 порового объема) 0,45
Окончательный коэффициент
после 3-х циклов вытеснения
оторочками газа и воды
размером 0,1 порового
объема каждая 0,465
Из примеров следует, что добавление к растворителю нефтерастворимого полимера или нефтерастворимого поверхностно-активного вещества, а также применение парогазовой смеси приводит к увеличению нефтеотдачи пластов.Experiment Results:
Pre-breakout ratio
oil displacement 0.27
Displacement ratio
nitrogen (2 pore volumes) 0.365
Subsequent Ratio
oil displacement by water
(0.5 pore volume) 0.47
Final ratio
after 3 cycles of displacement
rims of gas and water in size
0.1 pore volume each 0.48
PRI me R 13. Performed as example 2, but instead of nitrogen was used a mixture containing 88% nitrogen and 12% CO 2 (Simulation of flue gas)
Experiment Results:
Pre-breakout ratio
oil displacement 0.33
Displacement ratio
nitrogen (2 threshold volumes) 0.38
Subsequent Ratio
oil displacement by water
(0.5 pore volume) 0.45
Final ratio
after 3 cycles of displacement
rims of gas and water
0.1 pore size
volume each 0.465
From the examples it follows that the addition of an oil-soluble polymer or an oil-insoluble surfactant to the solvent, as well as the use of a vapor-gas mixture, leads to an increase in oil recovery.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU92000840A RU2034981C1 (en) | 1992-10-15 | 1992-10-15 | Method of exploitation of oil pool |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU92000840A RU2034981C1 (en) | 1992-10-15 | 1992-10-15 | Method of exploitation of oil pool |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU92000840A RU92000840A (en) | 1994-10-15 |
| RU2034981C1 true RU2034981C1 (en) | 1995-05-10 |
Family
ID=20130535
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU92000840A RU2034981C1 (en) | 1992-10-15 | 1992-10-15 | Method of exploitation of oil pool |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2034981C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2000037774A1 (en) * | 1998-12-21 | 2000-06-29 | Gennady Nikolaevich Pozdnyshev | Composition for eor and method of its preparation |
| RU2559976C2 (en) * | 2013-07-10 | 2015-08-20 | Мидхат Кавсарович Исаев | Chemical for oil deposit development and method of oil deposit development using this chemical |
| RU2586356C1 (en) * | 2015-02-09 | 2016-06-10 | Рустем Закиевич Ахмадишин | Composition and method for increasing oil recovery of oil reservoirs |
| RU2728753C1 (en) * | 2019-12-20 | 2020-07-30 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Method for development of oil fringe of oil-and-gas deposit of bottom type |
-
1992
- 1992-10-15 RU RU92000840A patent/RU2034981C1/en active
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| Авторское свидетельство СССР N 1680957, E 21B 43/18, 1991. * |
| Евгеньев А.Е. и др. Циклическая закачка растворов ПАП и газа в пористую среду, Изд. Вузов, "Нефть и газ" 1981, N 1. с.23-25. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2000037774A1 (en) * | 1998-12-21 | 2000-06-29 | Gennady Nikolaevich Pozdnyshev | Composition for eor and method of its preparation |
| RU2559976C2 (en) * | 2013-07-10 | 2015-08-20 | Мидхат Кавсарович Исаев | Chemical for oil deposit development and method of oil deposit development using this chemical |
| RU2586356C1 (en) * | 2015-02-09 | 2016-06-10 | Рустем Закиевич Ахмадишин | Composition and method for increasing oil recovery of oil reservoirs |
| RU2728753C1 (en) * | 2019-12-20 | 2020-07-30 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Method for development of oil fringe of oil-and-gas deposit of bottom type |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3368624A (en) | Control of gas-oil ratio in producing wells | |
| US3342256A (en) | Method for recovering oil from subterranean formations | |
| US4706752A (en) | Method for foam emplacement in carbon dioxide enhanced recovery | |
| RU94040901A (en) | Method for removal of primary fixed hydrocarbons from diatomic formation | |
| SA97180621B1 (en) | Use of oil and gas field chemicals | |
| Schramm et al. | The effect of wettability on foam sensitivity to crude oil in porous media | |
| HU202307B (en) | Improved method for yielding oil lens by gas and by using of foam made with surface-active materials containing perfluor group | |
| US4679627A (en) | Method of oil recovery | |
| US3018826A (en) | Method for increasing the permeability of subterranean formations | |
| RU2034981C1 (en) | Method of exploitation of oil pool | |
| US4110224A (en) | Secondary recovery process utilizing water saturated with gas | |
| US3952806A (en) | Method for altering permeability of a hydrocarbon-containing formation | |
| Lyford et al. | The marangoni effect and enhanced oil recovery Part 1. Porous media studies | |
| RU2004116889A (en) | METHOD FOR TREATING A BOREHOLE BOTTOM ZONE | |
| US3994344A (en) | Method for recovery of acidic crude oils | |
| RU2480503C1 (en) | Composition for water-isolation works in gas wells | |
| RU2383576C1 (en) | Composition for water insulation in gas-bearing seam | |
| US3016351A (en) | Process for improving secondary oil recovery | |
| RU2187634C2 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand-argillaceous reservoirs of jurassic deposits of latitudinal of region | |
| RU2250988C1 (en) | Oil deposit extraction method | |
| RU2119048C1 (en) | Method for treatment of nonuniform oil bed | |
| Michaels et al. | Effect of chromatographic transport in hexylamine on displacement of oil by water in porous media | |
| RU2405020C2 (en) | Compound for isolation of water inflow in gas wells | |
| RU2818282C1 (en) | Method of creating underground gas storage in water-bearing reservoir | |
| RU2554651C1 (en) | Acid composition for treatment of bottom-hole zone of carbonate reservoir |