RU2275498C2 - Method to apply heat to hydrocarbon deposit - Google Patents
Method to apply heat to hydrocarbon deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2275498C2 RU2275498C2 RU2003123609/03A RU2003123609A RU2275498C2 RU 2275498 C2 RU2275498 C2 RU 2275498C2 RU 2003123609/03 A RU2003123609/03 A RU 2003123609/03A RU 2003123609 A RU2003123609 A RU 2003123609A RU 2275498 C2 RU2275498 C2 RU 2275498C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- aromatic hydrocarbons
- oil
- hydrocarbon
- elemental sulfur
- amount
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей углеводородов путем теплового воздействия.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing hydrocarbon 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 ее нагревании за счет растворения 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 the oil when it is heated due to the dissolution of carbon dioxide in it.
Недостатком известного способа является то, что применение известного способа в промысловых условиях требует больших затрат, связанных с получением, транспортировкой и подачей СО2 в нагнетательную скважину. Кроме того, закачка СО2 совместно с паром не предотвращают выщелачивания сульфитно-сульфидных соединений, следовательно, не понижает коррозионной активности оборудования.The disadvantage of this method 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 залежей тяжелых нефтей и битумов путем закачки в нагнетательную скважину пара, полученного из раствора углекислого или двууглекислого аммония при доле углекислого или двууглекислого аммония 0,08-0,10 мас.% [2], с последующим отбором продукции через добывающую скважину. Технический результат известного способа: «равномерное увеличение нефтеотдачи пласта, низкая коррозионная активность и пониженная стабильность водонефтяной эмульсии в течение всего периода эксплуатации скважины» [2].Closest to the proposed one is a method for developing deposits of heavy oils and bitumen by injecting steam obtained from a solution of carbonic or bicarbonate ammonium with a share of carbonic or bicarbonate ammonium 0.08-0.10 wt.% [2], followed by selection of products through the producing well. The technical result of the known method: "a uniform increase in oil recovery, low corrosion activity and reduced stability of oil-water emulsion during the entire period of operation of the well" [2].
При получении пара из раствора углекислых и двууглекислых солей аммония происходит их разложение при температуре 60°С и 36°С, 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.Upon receipt of steam from a solution of carbonic and bicarbonate ammonium salts, they decompose at a temperature of 60 ° C and 36 ° C, respectively, thus 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.
К недостаткам известного способа [2] повышения нефтеотдачи пласта с использованием паротеплового воздействия необходимо отнести ограниченное его применение из-за значительных потерь тепла при подаче пара в пласт. Кроме того, существенным недостатком способа паротеплового воздействия [2] является низкая теплоемкость паров воды, что обуславливает значительные теплопотери при транспортировке перегретого пара до забоя скважины и в окружающие слои в пласте. При небольшом отличии температуры пара на забое и пластовой снижение вязкости нефти из-за разницы температур не так значительно.The disadvantages of the known method [2] of increasing oil recovery using steam and heat exposure include its limited use due to significant heat loss when steam is supplied to the formation. In addition, a significant drawback of the method of heat and steam [2] is the low heat capacity of water vapor, which causes significant heat loss during transportation of superheated steam to the bottom of the well and to the surrounding layers in the formation. With a slight difference in the temperature of the steam at the bottom and the reservoir, the decrease in oil viscosity due to the temperature difference is not so significant.
Техническим результатом изобретения является существенное повышение технико-экономических характеристик способа теплового воздействия (паротеплового, внутрипластового горения, закачки горячей воды, термохимического воздействия) и повышение углеводородоотдачи пластов.The technical result of the invention is a significant increase in the technical and economic characteristics of the method of thermal exposure (heat and vapor, in-situ combustion, injection of hot water, thermochemical effects) and increased hydrocarbon recovery.
В способе теплового воздействия на залежи углеводородов, включающем применение агента - перегретого пара, образующегося при разложении закачиваемого в пласт водного раствора углекислого или двууглекислого аммония, в указанный раствор добавляют ароматические углеводороды в количестве 5 мас.% и элементарную серу в количестве 0,05 мас.% по отношению к ароматическим углеводородам.In the method of thermal exposure of hydrocarbon deposits, including the use of an agent — superheated steam generated by decomposition of an aqueous solution of carbonic or bicarbonate ammonia injected into a formation, aromatic hydrocarbons in the amount of 5 wt.% And elemental sulfur in the amount of 0.05 wt. % in relation to aromatic hydrocarbons.
После закачки в пласт указанного раствора производят закачку горячей воды или термохимическое воздействие, или внутрипластовое горение.After injection of the indicated solution into the formation, hot water is injected or thermochemical effect, or in-situ combustion.
В качестве ароматических углеводородов используют ароматические алкилированные соединения с температурой кипения алкиларила, не превышающей 120-130°С.As aromatic hydrocarbons use aromatic alkyl compounds with a boiling point of alkylaryl not exceeding 120-130 ° C.
Элементарную серу добавляют в виде суспензии в ароматических углеводородах.Elemental sulfur is added as a suspension in aromatic hydrocarbons.
Существенное увеличение энергоемкости рабочего агента возможно за счет добавления в пар высокомолекулярных компонентов. Например, при добавлении ароматики повышается удельная теплоемкость нагнетаемого пара. Это позволяет обеспечить доставку тепла на большие глубины и повысить углеводородоотдачу.A significant increase in the energy intensity of the working agent is possible due to the addition of high molecular weight components to the steam. For example, adding aromatics increases the specific heat of the injected steam. This allows for the delivery of heat to great depths and increase hydrocarbon recovery.
Важной задачей повышения эффективности способа является растворение асфальтенов в пластовых углеводородах, которую можно решить добавлением соответствующих компонентов. Например, добавление ароматики в нагнетаемый агент способствует растворению асфальтенов, что приводит к повышению углеводородоотдачи пластов.An important task of increasing the efficiency of the method is the dissolution of asphaltenes in reservoir hydrocarbons, which can be solved by adding the appropriate components. For example, the addition of aromatics to the injected agent promotes the dissolution of asphaltenes, which leads to increased hydrocarbon recovery.
Если в закачиваемый агент добавить элементарной серы, то при повышенных температурах разрываются связи в молекулах высокомолекулярных углеводородов алифатического ряда, что способствует снижению вязкости пластовой нефти. Это также приводит к повышению углеводородоотдачи.If elemental sulfur is added to the injected agent, then at elevated temperatures the bonds in the molecules of high molecular weight aliphatic hydrocarbons break, which helps to reduce the viscosity of the reservoir oil. It also leads to increased hydrocarbon recovery.
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 см, объем 292,3 см. Условия проведения работ были максимально приближены к промысловым условиям. Модель набивалась песчаником, аналогичным Мордово-Кармальскому месторождению, содержащему высоковязкую нефть, близкую по свойствам к битумам. Для определения объема пор применяли пластовую воду того же месторождения. Модель была насыщена нефтью также Мордово-Кармальского месторождения. Проницаемость по воде составила 5,0 мкм2. Общая нефтенасыщенность составила 0,81. Точность определения насыщенности 1%.The reservoir model was a cylindrical tube with an inner diameter of 2.8 cm and a length of 47.5 cm, a cross-sectional area of 6.2 cm, a volume of 292.3 cm. The working conditions were as close as possible to the field conditions. The model was packed with sandstone, similar to the Mordovo-Karmal deposit containing high-viscosity oil, similar in properties to bitumen. To determine the pore volume, formation water of the same field was used. The model was also saturated with oil from the Mordovo-Karmal deposit. The permeability to water was 5.0 μm 2 . Total oil saturation was 0.81. The accuracy of determining the saturation is 1%.
Опыт 1. Испытывался способ теплового воздействия на залежи углеводородов с применением пара, полученного из раствора углекислого аммония (прототип).Experience 1. A method was tested for the thermal effect on hydrocarbon deposits using steam obtained from a solution of ammonium carbonate (prototype).
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. Доля углекислого аммония в воде - 0,06% вес. Во время опыта получено 1012 см3 жидкости, в том числе 63 см3 нефти, что составляет 75,5% от исходного содержания нефти. Во всех пробах содержатся ионы аммония.The pore volume was 103 cm 3 , the total oil saturation of 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. The proportion of ammonium carbonate in water is 0.06% by weight. During the experiment received 1012 cm 3 liquid, including 63 cm 3 oil, which is 75.5% of the original oil content. All samples contain ammonium ions.
Опыт 2. Испытывался способ теплового воздействия на залежи углеводородов с применением пара, полученного из раствора углекислого аммония и ароматических углеводородов.Experience 2. We tested a method of thermal exposure to hydrocarbon deposits using steam obtained from a solution of ammonium carbonate and aromatic hydrocarbons.
Количество ароматической углеводородной добавки составляло 5 мас.% Модель была приготовлена аналогично опыту №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. Доля углекислого аммония в воде - 0,08% вес. Во время опыта получено 1018 мл жидкости, в том числе 74 см3 нефти (по сравнению с опытом №1 на 11 см3 больше), что составляет 91% от исходного содержания нефти (на 15% больше, чем по прототипу). Реакция среды в отобранных пробах воды щелочная (рН 8,7-9,1). Во всех пробах присутствуют ионы аммония.The amount of aromatic hydrocarbon additives was 5 wt.%. The model was prepared similarly to experiment No. 1. The pore volume was 102 cm 3 . Total oil saturation is 0.80. To displace oil, steam was used, obtained from a solution containing 996 ml of water and 4 ml of a saturated solution of ammonium carbonate. The proportion of ammonium carbonate in water is 0.08% by weight. During the experiment received 1018 ml of liquid, including 74 cm 3 of oil (compared with experiment No. 1 to 11 cm 3 more), which is 91% of the initial oil content (15% more than the prototype). The reaction of the medium in the selected water samples is alkaline (pH 8.7-9.1). Ammonium ions are present in all samples.
Опыт 3. Испытывался способ разработки залежи тяжелых нефтей и битумов с применением пара, полученного из раствора углекислого аммония, с добавками ароматических углеводородов в количестве 5 мас.% и с добавкой элементарной серы в количестве 0,05 мас.% по отношению к ароматическим углеводородам. Модель была приготовлена аналогично с опытом №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, доля - 0,10% вес. Во время опыта получено 1020 см3 жидкости, в том числе 80 см3 нефти, что составляет 94% от исходного содержания нефти. Это на 17 см больше, чем при вытеснении нефти из модели с применением известного способа [2]. В результате физико-химического анализа воды установлено, что реакция среды во всех пробах щелочная (рН = 9,0-9,4). Также отмечается стабильное содержание аммония.Experience 3. A method was tested for the development of deposits of heavy oils and bitumen using steam obtained from a solution of ammonium carbonate, with the addition of aromatic hydrocarbons in an amount of 5 wt.% And with the addition of elemental sulfur in an amount of 0.05 wt.% With respect to aromatic hydrocarbons. The model was prepared similarly with experience No. 1. The pore volume was 104 cm 3 , the total oil saturation - 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, the proportion was 0.10% by weight. During the experiment, 1020 cm 3 of liquid were obtained, including 80 cm 3 of oil, which is 94% of the initial oil content. This is 17 cm more than when displacing oil from a model using the known method [2]. 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.
После закачки указанного агента проводят закачку горячей воды или термохимическое воздействие, например магниево-кислотную обработку, или пластовое горение, например, закачкой воздуха и поджигом пластовых флюидов.After injection of the specified agent, hot water is injected or a thermochemical effect, for example, magnesium-acid treatment, or formation combustion, for example, by injection of air and ignition of formation fluids, is performed.
Были проведены оценочные расчеты, показавшие, что применение закачки горячей воды, внутрипластового горения, термического воздействия с закачкой агента, содержащего ароматические углеводороды и элементарную серу, в залежь углеводородов, дает увеличение углеводородоотдачи на 17-20%.Estimated calculations were carried out, which showed that the use of hot water injection, in-situ combustion, and thermal exposure with the injection of an agent containing aromatic hydrocarbons and elemental sulfur into a hydrocarbon reservoir gives an increase in hydrocarbon recovery by 17-20%.
Таким образом, при применении предлагаемого способа количество вытесненной нефти на 15-20% больше, чем при применении известного способа.Thus, when applying the proposed method, the amount of displaced oil is 15-20% more than when applying the known method.
Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа теплового воздействия на залежи углеводородов складывается за счет повышения теплоемкости закачиваемого агента, увеличения углеводородоотдачи, понижения коррозионной активности добываемой продукции.The technical and economic efficiency of the proposed method of thermal exposure to hydrocarbon deposits is due to an increase in the heat capacity of the injected agent, an increase in hydrocarbon recovery, and a decrease in the corrosion activity of the produced products.
Источники информацииInformation sources
1. Effects of CO2 addition to steam on recovery of west sak crude oil /Hombrook M.W., Dehgham K., Qadur S. Ostermann K.D., Ogbe D.Q.I/ SPE, Reserrvoir Eng. - 1991 - 6 №3, p. 278-286.1. Effects of CO 2 addition to steam on recovery of west sak crude oil / Hombrook MW, Dehgham K., Qadur S. Ostermann KD, Ogbe DQI / SPE, Reserrvoir Eng. - 1991 - 6 No. 3, p. 278-286.
2. Патент РФ №2172398, кл. Е 21 В 43/24, 2001, БИ №23.2. RF patent No. 2172398, cl. E 21 B 43/24, 2001, BI No. 23.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003123609/03A RU2275498C2 (en) | 2003-07-30 | 2003-07-30 | Method to apply heat to hydrocarbon deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003123609/03A RU2275498C2 (en) | 2003-07-30 | 2003-07-30 | Method to apply heat to hydrocarbon deposit |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2003123609A RU2003123609A (en) | 2005-01-20 |
| RU2275498C2 true RU2275498C2 (en) | 2006-04-27 |
Family
ID=34977872
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003123609/03A RU2275498C2 (en) | 2003-07-30 | 2003-07-30 | Method to apply heat to hydrocarbon deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2275498C2 (en) |
-
2003
- 2003-07-30 RU RU2003123609/03A patent/RU2275498C2/en not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2003123609A (en) | 2005-01-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Pan et al. | Impact of anionic and cationic surfactants interfacial tension on the oil recovery enhancement | |
| Khalilinezhad et al. | Characterizing the role of clay and silica nanoparticles in enhanced heavy oil recovery during polymer flooding | |
| MXPA06011818A (en) | Composition and process for enhanced oil recovery. | |
| GB1559948A (en) | Treatment of a viscous oil reservoir | |
| Sydansk | Polymer-enhanced foams part 1: laboratory development and evaluation | |
| MX2008013512A (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas. | |
| US4088190A (en) | Carbon dioxide foam flooding | |
| CA2681823C (en) | Hydrocarbon recovery process for fractured reservoirs | |
| Stas’Eva Liubov | Laboratory testing of acidic EOR oil-displacing compositions based on surfactants, inorganic acid adduct and polyols | |
| US4317487A (en) | Method of recovering oil and other hydrocarbon values from subterranean formations | |
| Yin et al. | Main Controlling Factor of Polymer‐Surfactant Flooding to Improve Recovery in Heterogeneous Reservoir | |
| Collins et al. | Field application of a scale inhibitor squeeze enhancing additive | |
| RU2275498C2 (en) | Method to apply heat to hydrocarbon deposit | |
| Jin | Principles of enhanced oil recovery | |
| US3732926A (en) | Method for recovery of hydrocarbons utilizing steam injection | |
| CA2858697A1 (en) | Method of treating crude oil with ultrasound vibrations and microwave energy | |
| US4522732A (en) | Process for recovering petroleum from a geological formation | |
| Mbaba et al. | Field application of an additive containing sodium metasilicate during steam stimulation | |
| RU2151862C1 (en) | Method of development of heavy oil and natural bitumen fields | |
| Khalilnezhad et al. | Hybrid thermal chemical EOR methods | |
| RU2172398C2 (en) | Method of development of pools of heavy oils and bitumens with use of steam | |
| WO2020214789A1 (en) | Methods for the recovery of heavy hydrocarbons | |
| Sayyouh et al. | Screening Criteria for Enhanced Recovery of Saudi Crude OUs | |
| RU2800376C1 (en) | Composition of chemicals for chemical conversion of bituminous oil during steam injection | |
| Kravchenko et al. | Hydrodynamic analysis of pyrolytic studies for the kerogen-containing rocks of Romashkinskoye field |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090731 |