RU2172398C2

RU2172398C2 - Method of development of pools of heavy oils and bitumens with use of steam

Info

Publication number: RU2172398C2
Application number: RU99110248A
Authority: RU
Inventors: Р.Н. Дияшев; Ф.М. Саттарова; Ю.В. Волков; К.Г. Мазитов; Л.Г. Нуриахметов
Original assignee: Открытое Акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти
Priority date: 1999-05-13
Filing date: 1999-05-13
Publication date: 2001-08-20

Abstract

FIELD: oil producing industry, particularly, methods of oil pool development by steam stimulation. SUBSTANCE: method includes injection of steam generated from solution of ammonium carbonate and bicarbonate into injection well with the following amounts of solution components, wt.%: ammonium carbonate or bicarbonate 0.08-0.10; the balance, water; subsequent withdrawal of products from producing well. EFFECT: uniform increase of oil recovery from formation, low corrosion activity and stability of water-oil emulsion during entire period of well operation. 1 tbl, 4 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки залежей нефти путем теплового воздействия. The invention relates to the oil industry, in particular, to methods for developing oil deposits by heat.

Известен способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в том, что при вытеснении нефти паром в него добавляют углекислый газ [1]. Влияние добавки углекислого газа (CO₂) в пар в известном способе оценено на основании лабораторных исследований, проведенных на образцах уплотненного песка, насыщенного нефтью из залежей месторождения Уэст-Сак (Аляска). В результате исследований установлено, что эти добавки увеличивают извлечение нефти на 14,8%. Основной эффект от введения добавок связан с уменьшением вязкости и плотности нефти при нагревании и растворении в ней углекислого газа.A known method for the development of oil deposits, which consists in the fact that during the displacement of oil by steam, carbon dioxide is added to it [1]. The effect of the addition of carbon dioxide (CO ₂ ) to steam in the known method was evaluated on the basis of laboratory studies conducted on samples of compacted sand saturated with oil from deposits of the West Sack field (Alaska). As a result of studies, it was found that these additives increase oil recovery by 14.8%. The main effect of the introduction of additives is associated with a decrease in the viscosity and density of oil during heating and dissolution of carbon dioxide in it.

Недостатком является то, что применение известного способа в промысловых условиях требует больших затрат, связанных с получением, транспортировкой и подачей CO₂ в нагнетательную скважину. Кроме того, закачка CO₂ совместно с паром не предотвращают выщелачивания сульфитно-сульфидных соединений, следовательно, не понижает коррозионной активности оборудования.The disadvantage is that the application of the known method in the field requires high costs associated with obtaining, transporting and supplying CO ₂ to the injection well. In addition, the injection of CO ₂ together with steam does not prevent the leaching of sulfite-sulfide compounds, therefore, does not reduce the corrosion activity of the equipment.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки углеводородных залежей с применением газов газификации угольных пластов [2], заключающийся в том, что две залежи разрабатываются совместно и газы газификации угольного пласта применяются для генерирования пара, который закачивается во вторую нефтяную залежь, причем до закачки пара в эту залежь закачивают насыщенный раствор одной из углекислых или двууглекислых солей щелочных металлов или аммония. Closest to the proposed method is the development of hydrocarbon deposits using gas from gasification of coal seams [2], which consists in the fact that two deposits are developed together and gasification gas from the coal seam is used to generate steam, which is pumped into a second oil reservoir, and before steam is injected into This deposit is pumped with a saturated solution of one of the carbonic or bicarbonate salts of alkali metals or ammonium.

Объем закачиваемого раствора (V, м³) рассчитывали по формуле:
V = π R²hK_ПK_НK_Выт,
где π = 3,14; R - радиус зоны закачки оторочки, м (экспериментально установлено, что R = (0,08 - 0,1) L, где L - расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами; h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; К_П - коэффициент пористости, доли ед.; К_Н - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; К_Выт - коэффициент нефтевытеснения, доли ед.The volume of injected solution (V, m ³ ) was calculated by the formula:
V = π R ² hK _П K _Н K _Out ,
where π = 3.14; R is the radius of the rim injection zone, m (it has been experimentally established that R = (0.08 - 0.1) L, where L is the distance between the injection and production wells; h is the effective oil-saturated thickness of the formation, m; K _P is the porosity coefficient , fractions of a unit; K _N - oil saturation coefficient, fractions of a unit; K _Out - oil displacement coefficient, fractions of a unit

В результате закачки раствора одной из солей аммония происходит понижение коррозионной активности добываемой продукции и снижение стабильности водонефтяной эмульсии. Это достигается за счет того, что при повышении температуры соли разлагаются с выделением углекислого газа, который, растворясь в нефти, понижает ее вязкость и плотность. Раствор щелочных металлов или аммония создает оторочку щелочной среды, которая понижает коррозионную активность и нейтрализует кислую среду, тем самым понижает стабильность водонефтяной эмульсии. В результате коэффициент нефтеизвлечения увеличивается на 6-7%, скорость коррозии понижается в 6 раз, расход деэмульгатора понижается на 10-15%. As a result of the injection of a solution of one of the ammonium salts, the corrosion activity of the produced products decreases and the stability of the water-oil emulsion decreases. This is achieved due to the fact that with increasing temperature the salts decompose with the release of carbon dioxide, which, dissolving in oil, lowers its viscosity and density. A solution of alkali metals or ammonium creates a rim of an alkaline medium, which reduces the corrosiveness and neutralizes the acidic environment, thereby lowering the stability of the oil-water emulsion. As a result, the oil recovery coefficient increases by 6–7%, the corrosion rate decreases by a factor of 6, and the demulsifier consumption decreases by 10–15%.

Однако эффект от закачки растворов реагента проявляется неравномерно: наибольший отмечается в начале разработки, а в дальнейшем постепенно понижается за счет вытеснения из пласта паром газов термического разложения реагента. However, the effect of the injection of reagent solutions is manifested unevenly: the greatest is observed at the beginning of development, and subsequently gradually decreases due to the displacement of the thermal decomposition of the reagent from the formation by steam.

Целью предлагаемого способа является равномерное и стабильное повышение нефтеотдачи пласта, понижение коррозионной активности и снижение стабильности водонефтяной эмульсии в течение всего периода эксплуатации скважины с применением пара для вытеснения нефти. The aim of the proposed method is a uniform and stable increase in oil recovery, a decrease in corrosion activity and a decrease in the stability of a water-oil emulsion during the entire period of a well’s operation using steam to displace oil.

Поставленная цель достигается способом разработки залежей тяжелых нефтей и битумов, включающим закачку раствора химического реагента и пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину. This goal is achieved by the method of developing deposits of heavy oils and bitumen, including the injection of a solution of a chemical reagent and steam into an injection well and the selection of products through the producing well.

Новым является то, что пар для закачки в пласт получают из раствора химического реагента, например, углекислых и двууглекислых солей аммония, при следующем соотношении компонентов, вес.%:
Углекислый аммоний - 0,08 -0,10;
Вода - Остальное
При получении пара из раствора углекислых и двууглекислых солей аммония происходит их разложение при температуре 60 и 36^oC, соответственно образуя при этом углекислый газ и аммиак, т.е. закачиваемый пар будет постоянно ими обогащен, способствуя при этом снижению стабильности водонефтяной эмульсии, повышению нефтеотдачи и понижению коррозионной активности добываемой продукции скважин.New is that steam for injection into the reservoir is obtained from a solution of a chemical reagent, for example, carbonic and bicarbonate ammonium salts, in the following ratio of components, wt.%:
Ammonium carbonate - 0.08-0.10;
Water - Else
Upon receipt of steam from a solution of carbonic and bicarbonate ammonium salts, they decompose at a temperature of 60 and 36 ^o C, respectively forming carbon dioxide and ammonia, i.e. the injected steam will be constantly enriched with them, while contributing to a decrease in the stability of the oil-water emulsion, an increase in oil recovery and a decrease in the corrosion activity of the produced well products.

Опыты по определению эффективности способа по прототипу и по предлагаемому способу проводились в сопоставимых условиях на специальной установке, состоящей из модели пласта и приспособлений, предназначенных для охлаждения, сепарации, сбора и замера нефти и воды. The experiments to determine the effectiveness of the method according to the prototype and according to the proposed method were carried out in comparable conditions on a special installation consisting of a reservoir model and devices designed for cooling, separation, collection and measurement of oil and water.

Модель пласта представляла собой цилиндрическую трубку с внутренним диаметром 2,8 см и длиной 47,5 см, площадь поперечного сечения равнялась 6,2 см², объем 292,3 см³. Выполнение работ было максимально приближено к промысловым условиям. Модель набивалась песчаником, отобранным на Мордово-Кармальском месторождении, с остаточной нефтенасыщенностью 14,5%. Для определения объема пор применяли пластовую воду того же месторождения. Модель была насыщена нефтью также Мордово-Кармальского месторождения. Проницаемость по воде составила 5,0 Дарси. Общая нефтенасыщенность составила 0,81. После окончательной подготовки модели к работе приступили к лабораторным испытаниям. Было проведено 4 опыта по 4 этапа в каждом.The reservoir model was a cylindrical tube with an inner diameter of 2.8 cm and a length of 47.5 cm, the cross-sectional area was 6.2 cm ² , the volume was 292.3 cm ³ . The work was as close as possible to the field conditions. The model was packed with sandstone sampled at the Mordovo-Karmal deposit, with a residual oil saturation of 14.5%. Formation water of the same field was used to determine pore volume. The model was also saturated with oil from the Mordovo-Karmal deposit. Water permeability was 5.0 Darcy. Total oil saturation was 0.81. After the final preparation of the model for work, we started laboratory tests. 4 experiments were carried out with 4 stages in each.

Опыт 1. Испытывали известный способ разработки углеводородных залежей с применением газов газификации угольных пластов. В приготовленную модель с объемом пор 110 см³ до закачки пара был закачан насыщенный раствор углекислого аммония в количестве 5 см⁵. После закачки раствора реагента приступили к закачке пара, полученного из 1000 см³ воды. В период закачки раствора и пара происходило вытеснение из модели жидкости. Температура установилась на уровне 130^oC. В процессе опыта было отобрано 1050 см³ жидкости, в том числе 70 см нефти. Исследованы физико-химические свойства вытесненных проб воды. Во всех исследованных пробах содержатся сульфидно-сульфитные соединения серы. Результаты анализов приведены в таблице.Experience 1. Experienced a known method of developing hydrocarbon deposits using gas from gasification of coal seams. A saturated model of ammonium carbonate in an amount of 5 cm ⁵ was pumped into the prepared model with a pore volume of 110 cm ³ before steam injection. After the injection of the reagent solution, we started the injection of steam obtained from 1000 cm ^{3 of} water. During the injection of the solution and the vapor, liquid was displaced from the model. The temperature was set at 130 ^o C. In the course of the experiment, 1050 cm ^{3 of} liquid were selected, including 70 cm of oil. The physicochemical properties of displaced water samples are investigated. All studied samples contain sulfide-sulfite sulfur compounds. The results of the analyzes are shown in the table.

При проведении опыта с применением известного способа реакция среды в пробах воды постепенно понижается с pH 9,4 до pH 7,4. Количество аммиака максимально в первой пробе, затем содержание его уменьшается в 10 и более раз. Скорость коррозии с уменьшением содержания в пробах аммиака увеличивается в 2-2,5 раза. When conducting an experiment using the known method, the reaction of the medium in water samples gradually decreases from pH 9.4 to pH 7.4. The amount of ammonia is maximum in the first sample, then its content decreases by 10 or more times. The corrosion rate with a decrease in the content of ammonia in the samples increases by 2-2.5 times.

Опыт 2. Испытывался предлагаемый способ разработки залежи тяжелых нефтей и битумов с применением пара, полученного из раствора химического реагента. Модель была приготовлена аналогично с опытом N 1. Объем пор составил 103 см³, общая нефтенасыщенность 0,81. Для вытеснения нефти использовали пар, полученный из раствора, содержащего 997 мл воды и 3 мл насыщенного раствора углекислого аммония (вес. % - 0,06). Во время опыта получено 1012 см³ жидкости, в том числе 63 см³ нефти, по сравнению с опытом N 1 на 7 см³ меньше, что составляет 8,4% от исходного содержания нефти. Реакция среды во всех пробах нейтральная. Содержатся ионы аммония. Скорость коррозии составляет 0,015 - 0,018 г/м²•ч.Experience 2. We tested the proposed method for developing deposits of heavy oils and bitumen using steam obtained from a solution of a chemical reagent. The model was prepared similarly with experiment No. 1. The pore volume was 103 cm ³ and the total oil saturation was 0.81. To displace oil, steam was used, obtained from a solution containing 997 ml of water and 3 ml of a saturated solution of ammonium carbonate (wt.% - 0.06). During the experiment, 1012 cm ^{3 of} liquid were obtained, including 63 cm ^{3 of} oil, compared with experiment No. 1, 7 cm ³ less, which is 8.4% of the initial oil content. The reaction of the medium in all samples is neutral. Ammonium ions are contained. The corrosion rate is 0.015 - 0.018 g / m ² • h.

Опыт 3. Испытывался так же предлагаемый способ разработки залежи тяжелых нефтей и битумов с применением пара, полученного из раствора химического реагента. Модель была приготовлена аналогично с опытом N 1. Объем пор составил 102 см³. Общая нефтенасыщенность - 0,80. Для вытеснения нефти использовали пар, полученный из раствора, содержащего 996 мл воды и 4 мл насыщенного раствора углекислого аммония (вес.% - 0,08). Во время опыта получено 1018 мл жидкости, в том числе 76 см³ нефти, по сравнению с опытом N 1 на 6 см³ больше, что составляет 7,3% от исходного содержания нефти. Реакция среды в отобранных пробах воды щелочная (pH 8,7-9,1). Во всех пробах присутствуют ионы аммония. Скорость коррозии низкая, составляет 0,003 - 0,005 г/см²•ч. По сравнению с опытом N 2 скорость коррозии понизилась в 4-5 раз.Experience 3. We also tested the proposed method for developing deposits of heavy oils and bitumen using steam obtained from a solution of a chemical reagent. The model was prepared similarly with experiment N 1. The pore volume was 102 cm ³ . Total oil saturation is 0.80. For oil displacement, steam was used, obtained from a solution containing 996 ml of water and 4 ml of a saturated solution of ammonium carbonate (wt.% - 0.08). During the experiment, 1018 ml of liquid was obtained, including 76 cm ^{3 of} oil, compared with experiment No. 1, 6 cm ³ more, which is 7.3% of the initial oil content. The reaction of the medium in the selected water samples is alkaline (pH 8.7-9.1). Ammonium ions are present in all samples. The corrosion rate is low, is 0.003 - 0.005 g / cm ² • h. Compared with experiment No. 2, the corrosion rate decreased by 4-5 times.

Опыт 4. Испытывался так же предлагаемый способ разработки залежи тяжелых нефтей и битумов с применением пара, полученного из раствора солей химического реагента. Модель была приготовлена аналогично с опытом N 1. Объем пор составил 104 см³, общая нефтенасыщенность - 0,82. Для вытеснения нефти использовали пар, полученный из раствора, содержащего 995 мл воды и 5 мл насыщенного раствора углекислого аммония (вес % - 0,10). Во время опыта получено 1020 см³ жидкости, в том числе 7,8 см³ нефти, что на 11 см³ больше, чем при вытеснении нефти из модели с применением известного способа. В результате физико-химического анализа воды установлено, что реакция среды во всех пробах щелочная (pH = 9,0 - 9,4). Так же отмечается стабильное содержание аммония. Скорость коррозии во всех пробах незначительная, не превышает 0,003-0,004 г/м²•ч.Experience 4. The proposed method for developing deposits of heavy oils and bitumen using steam obtained from a solution of salts of a chemical reagent was also tested. The model was prepared similarly with experiment No. 1. The pore volume was 104 cm ³ , and the total oil saturation was 0.82. To displace oil, steam was used, obtained from a solution containing 995 ml of water and 5 ml of a saturated solution of ammonium carbonate (weight% - 0.10). During the experiment, 1020 cm ^{3 of} liquid were obtained, including 7.8 cm ^{3 of} oil, which is 11 cm ³ more than when oil was displaced from the model using the known method. As a result of physico-chemical analysis of water, it was found that the reaction of the medium in all samples is alkaline (pH = 9.0 - 9.4). A stable ammonium content is also noted. The corrosion rate in all samples is negligible, not exceeding 0.003-0.004 g / m ² • h.

Результаты испытания приведены в таблице. The test results are shown in the table.

Испытания предлагаемого способа проведены в 3-х вариантах. Наиболее высокий показатель вытеснения нефти и наименьшая скорость коррозии получены при содержании химического реагента в растворе, из которого генерируется пар, в количестве вес.% - 0,08 (опыт 3) и 0,10 (опыт 4), поэтому увеличение концентрации химического реагента более чем 0,1 вес.% приведет к достижению таких же результатов, но с большими затратами. Tests of the proposed method were carried out in 3 versions. The highest rate of oil displacement and the lowest corrosion rate were obtained when the content of the chemical reagent in the solution from which the steam is generated in the amount of wt.% - 0.08 (experiment 3) and 0.10 (experiment 4), therefore, the increase in the concentration of the chemical reagent more than 0.1 wt.% will lead to the same results, but at a high cost.

Таким образом, при применении предлагаемого способа (опыты 3 и 4) количество вытесненной нефти на 12% больше, чем при применении известного способа. Скорость коррозии во всех пробах воды при применении предлагаемого способа стабильно низкая, при применении известного способа в последней пробе по сравнению с предыдущими возрастает в 2-2,5 раза. Thus, when applying the proposed method (experiments 3 and 4), the amount of oil displaced is 12% greater than when applying the known method. The corrosion rate in all water samples when applying the proposed method is stably low, when applying the known method in the last sample, compared with the previous ones, it increases by 2-2.5 times.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки залежей тяжелых нефтей и битумов складывается за счет увеличения нефтеотдачи, понижения коррозионной активности добываемой продукции. The technical and economic efficiency of the proposed method for the development of deposits of heavy oils and bitumen is formed by increasing oil recovery, lowering the corrosion activity of the produced products.

Источники информации
1. Effects of CO₂ addition to steam on recovery of west sak crude oil /Hornbrook M. W., Dehgham K., Qadur S. Ostermann K.D., Ogbe D.O.// SPE, Reserrvoir Eng. - 1991 - 6 N 3, p. 278-286.Sources of information
1. Effects of CO ₂ addition to steam on recovery of west sak crude oil / Hornbrook MW, Dehgham K., Qadur S. Ostermann KD, Ogbe DO // SPE, Reserrvoir Eng. - 1991 - 6 N 3, p. 278-286.

2. Патент РФ N 2114988, кл. E 21 B 43/24, 1998. 2. RF patent N 2114988, cl. E 21 B 43/24, 1998.

Claims

A method of developing deposits of heavy oils and bitumen, including injecting steam into an injection well and selecting products through a producing well, characterized in that the steam for injection into the formation is obtained from a solution of a chemical reagent - carbonic or bicarbonate ammonium in the following ratio of components, wt.%:
Ammonium carbonate or bicarbonate - 0.08 - 0.10
Water - Ostalnoech