RU2283949C1 - Oil field development method - Google Patents
Oil field development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2283949C1 RU2283949C1 RU2005113850/03A RU2005113850A RU2283949C1 RU 2283949 C1 RU2283949 C1 RU 2283949C1 RU 2005113850/03 A RU2005113850/03 A RU 2005113850/03A RU 2005113850 A RU2005113850 A RU 2005113850A RU 2283949 C1 RU2283949 C1 RU 2283949C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrogen peroxide
- volume
- solution
- oil
- water
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи нефти при помощи химических реагентов.The invention relates to the oil industry and can be used to intensify oil production using chemicals.
Известен способ тепловой обработки призабойной зоны скважины с использованием перекиси водорода (Бейлес Дж.X., Новая методика тепловой обработки призабойной зоны скважины с использованием перекиси водорода, "Нефтегазовые технологии", №5-6, 1998). Способ предусматривает закачку в пласт перекиси водорода в объеме приблизительно 1564 л на один метр мощности отрабатываемого пласта, технологическую выдержку для распада 40%-ной перекиси водорода около 25 суток и последующий пуск скважины в эксплуатацию. Также в способе рассмотрены варианты использования 30%- и 50%-ной концентрации перекиси водорода. Недостатком данного способа является длительный период остановки нефтедобывающей скважины, а также его применимость в основном для очистки призабойной зоны скважины и низкая эффективность использования выделяющейся энергии.A known method of heat treatment of the bottom-hole zone of a well using hydrogen peroxide (Beiles J.X., A new method of heat treatment of the bottom-hole zone of a well using hydrogen peroxide, "Oil and Gas Technologies", No. 5-6, 1998). The method involves the injection into the formation of hydrogen peroxide in the amount of approximately 1564 liters per meter of power of the produced formation, technological exposure for the decomposition of 40% hydrogen peroxide for about 25 days and the subsequent commissioning of the well. Also in the method, options for using 30% and 50% hydrogen peroxide concentrations are considered. The disadvantage of this method is the long shutdown period of an oil well, as well as its applicability mainly for cleaning the bottom-hole zone of a well and the low efficiency of using the released energy.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, принятый за прототип (патент РФ №2021496, Е 21 В 43/22, E 21 B 43/24, 1994.10.15). Способ включает закачку через нагнетательные скважины 1,0-10,0%-ного водного раствора соли аммония, прогрев раствора в пласте и добычу нефти через добывающие скважины, согласно изобретению с целью увеличения нефтеотдачи в качестве солей аммония закачивают карбонат аммония и нитрат аммония в виде оторочки размером 0,2-0,4 порового объема, а затем закачивают водный раствор смеси нитрата аммония и серной и соляной кислоты рН 0,3 в виде оторочки размером 0,1-0,4 порового объема с последующей закачкой воды. Также способ характеризуется тем, что между оторочками водных растворов карбоната аммония и смеси нитрат аммония и соляной и серной кислоты закачивают оторочку воды размером 0,05-0,2 порового объема. Недостатком данного способа является низкая эффективность при добыче остаточной нефти, связанная со слабым воздействием на связанную воду в нефтяном пласте.A known method of developing an oil field, adopted as a prototype (RF patent No. 2021496, E 21 B 43/22, E 21 B 43/24, 1994.10.15). The method includes the injection through injection wells of a 1.0-10.0% aqueous solution of ammonium salt, heating the solution in the formation and oil production through production wells, according to the invention, in order to increase oil recovery, ammonium carbonate and ammonium nitrate are injected in the form rims with a size of 0.2-0.4 pore volume, and then an aqueous solution of a mixture of ammonium nitrate and sulfuric and hydrochloric acid pH 0.3 is pumped in the form of a rim of 0.1-0.4 pore volume with subsequent injection of water. Also, the method is characterized in that between the rims of aqueous solutions of ammonium carbonate and a mixture of ammonium nitrate and hydrochloric and sulfuric acid, a rim of water of 0.05-0.2 pore volume is pumped. The disadvantage of this method is the low efficiency in the production of residual oil associated with a weak effect on bound water in the oil reservoir.
Техническим результатом способа является повышение эффективности добычи остаточной нефти за счет с повышения воздействия на связанную воду.The technical result of the method is to increase the efficiency of residual oil production due to the increased impact on bound water.
Технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем оторочку, закачку через нагнетательную скважину по насосно-компрессорной трубе раствора и его разложение в пласте с выделением тепла с последующей закачкой воды, подъем нефти по эксплуатационным скважинам согласно изобретению в качестве раствора в нагнетательную скважину подают 50%-ную перекись водорода в объеме, равном 0,3 перового объема, причем перекись водорода подают между двумя оторочками жидкостью, нейтральной к перекиси водорода, при этом объем жидкости, нейтральной к перекиси водорода, принимают равным 1,1 от объема насосно-компрессорной трубы, а перед первой оторочкой осуществляют предоторочку катализатором - гидрооксидом калия, в объеме 0,1 от объема перекиси водорода, после двух оторочек подают 5%-ный раствор перманганата натрия, после чего с помощью воды вытесняют нефть к эксплуатационным скважинам.The technical result is achieved in that in a method for developing an oil field, including a rim, injecting a solution through an injection well through a tubing and decomposing it in a formation with heat generation, followed by water injection, lifting the oil through production wells according to the invention as a solution into the injection the well is supplied with 50% hydrogen peroxide in a volume equal to 0.3 per volume, moreover, hydrogen peroxide is fed between two rims with a liquid neutral to hydrogen peroxide, the volume of liquid neutral to hydrogen peroxide is taken to be 1.1 from the volume of the tubing, and before the first rim, a pre-point is carried out with a catalyst - potassium hydroxide, in a volume of 0.1 from the volume of hydrogen peroxide, 5% are fed after two rims sodium permanganate solution, after which oil is displaced to production wells using water.
Технический результат достигается также тем, что в качестве жидкости, нейтральной к перекиси водорода, используют ацетатный буфер.The technical result is also achieved by the fact that an acetate buffer is used as a liquid neutral to hydrogen peroxide.
Применение предлагаемого способа по сравнению с прототипом позволяет повысить эффективность добычи остаточной нефти за счет повышения его воздействия на связанную воду.The application of the proposed method in comparison with the prototype can improve the efficiency of extraction of residual oil by increasing its impact on bound water.
После осуществления операций способа разработки нефтяного месторождения в нефтяном пласте начинается реакция взаимодействия пластовой и закачиваемой воды с перекисью водорода, которая сопровождается выделением тепла, приводящем к растеплению пласта и расщеплению молекул связной воды. Известно, что одной из главных причин низкого извлечения нефти являются специфические гидрофобные взаимодействия на поверхности горной породы в присутствии воды. Взаимодействие нефти с пористыми средами является гидрофобным и изменение гидрофобных взаимодействий регулирует активность вытеснения нефти. Связанная вода, адсорбированная поверхностью горной породы, по своей структуре близка к твердому телу (конденсационно-кристаллизационным структурам). Для ряда моделей пласта после воздействия на них реагентами отмечается появление новой фазы связанной воды, что снижает нефтеотдачу. Значительная часть реагента необратимо поглощается подвижной составляющей связанной воды, изменяя его физико-механические свойства (вязкость). Задача о взаимодействии 50%-ной перекиси водорода со связанной водой решалась методом теории поля и квантовой статистики на основе современных моделей связанной воды. В области температур выше 343 К наблюдалось расслоение фаз связанной воды, в том числе и входящей в нее неподвижной составляющей с выделением фазы свободной воды. Таким образом происходит разрушение структуры и удаление физически связанной воды.After the operations of the method for developing an oil field in an oil reservoir are carried out, the reaction of the interaction of the produced and injected water with hydrogen peroxide begins, which is accompanied by the release of heat, which leads to the thawing of the reservoir and the splitting of the molecules of the bound water. It is known that one of the main reasons for the low oil recovery is specific hydrophobic interactions on the rock surface in the presence of water. The interaction of oil with porous media is hydrophobic and a change in hydrophobic interactions regulates the activity of oil displacement. Bound water adsorbed on a rock surface is similar in structure to a solid (condensation-crystallization structures). For a number of reservoir models, after exposure to reagents, a new phase of bound water is observed, which reduces oil recovery. A significant part of the reagent is irreversibly absorbed by the mobile component of the bound water, changing its physical and mechanical properties (viscosity). The problem of the interaction of 50% hydrogen peroxide with bound water was solved by the field theory method and quantum statistics based on modern models of bound water. In the temperature range above 343 K, phase separation of bound water was observed, including the stationary component included in it, with the release of the free water phase. Thus, the destruction of the structure and the removal of physically bound water occurs.
Перекись водорода - слабая двухосновная кислота (КdI=2,6·10-12). В водном растворе она диссоциирует по первой ступени в очень незначительной степени на ионы:Hydrogen peroxide is a weak dibasic acid (K dI = 2.6 · 10 -12 ). In an aqueous solution, it dissociates in a very insignificant degree into ions:
Диссоциация по второй ступени практически не идет, так как она подавляется присутствием воды, вещества, диссоциирующего с образованием ионов водорода в большей степени, чем перекись водорода.Dissociation in the second stage practically does not occur, since it is suppressed by the presence of water, a substance that dissociates with the formation of hydrogen ions to a greater extent than hydrogen peroxide.
Однако при введении катализатора - гидрооксида калия в раствор перекиси водорода становится возможной за счет смещения равновесия реакции вправо, диссоциация последней по второй ступени:However, with the introduction of a catalyst - potassium hydroxide into a solution of hydrogen peroxide, it becomes possible due to a shift of the reaction equilibrium to the right, the dissociation of the latter in the second stage:
в результате которой образуется активный ион обладающий восстановительными свойствами:as a result of which an active ion is formed possessing reducing properties:
Введение оксида марганца (IV) в систему, являющегося сильным окислителем инициирует процесс распада перекиси водорода, создавая окислительно-восстановительную пару с ионом Mn2+ The introduction of manganese (IV) oxide into the system, which is a strong oxidizing agent, initiates the decomposition of hydrogen peroxide, creating a redox couple with the Mn 2+ ion
В результате окислительно-восстановительного процесса с участием перекиси водорода, оксида марганца (IV) и гидрооксида калия идет активный процесс образования свободного молекулярного кислорода и выделения большого количества тепла, который можно схематично выразить уравнением:As a result of the redox process with the participation of hydrogen peroxide, manganese (IV) oxide and potassium hydroxide, there is an active process of formation of free molecular oxygen and the release of a large amount of heat, which can be schematically expressed by the equation:
Для поддержания постоянства рН среды вводится ацитатный буфер:To maintain a constant pH of the medium, an acetate buffer is introduced:
Таким образом, вследствие разложения перекиси водорода при активном участии гидрооксида калия и оксида марганца (IV) в пласте будут присутствовать: газ кислород, ионы марганца Mn2+ калия К+ и ацетата СН3СОО-.Thus, due to the decomposition of hydrogen peroxide with the active participation of potassium hydroxide and manganese (IV) oxide in the reservoir will be present: oxygen gas, manganese ions Mn 2+ potassium K + and acetate CH 3 COO - .
Способ разработки нефтяного месторождения осуществляют следующим образом. В нефтеносный пласт через нагнетательную скважину по насосно-компрессорной трубе закачивают предоторочку катализатором - гидрооксидом калия в объеме 0,1 объема перекиси водорода для активизации образования свободного молекулярного кислорода и выделения большего количества тепла при разложении перекиси водорода. Затем осуществляют оторочку жидкостью, нейтральной к перекиси водорода в объеме, равном 1,1 объема насосно-компрессорной трубы для промывки и обеспечения отсутствия разложения перекиси водорода непосредственно в насосно-компрессорной трубе, а также для изоляции зоны пласта от притока пластовых вод и определения приемистости пласта. После этого в пласт нагнетают 50%-ную перекись водорода в объеме, равном 0,3 порового объема нефтеносного пласта, для обеспечения наибольшего теплового воздействия на пласт. Использование 50%-ной перекиси водорода и подача ее в размере 0,3 порового объема позволят осуществлять эффективное воздействие на нефтяной пласт за счет разложения с выделением тепла непосредственно в глубине нефтяного пласта. Затем осуществляют вторую оторочку жидкостью, нейтральной к перекиси водорода, в объеме, равном 1,1 объема насосно-компрессорной трубы, для промывки и обеспечения отсутствия разложения перекиси водорода непосредственно в насосно-компрессорной трубе и обеспечения отсутствия взаимодействия перекиси водорода с продавочной водой для повышения безопасности производства работ. После второй оторочки в пласт подают 5%-ный раствор перманганата натрия для инициирования реакции с большим выделением тепла. После этого с помощью воды вытесняют нефть к эксплуатационным скважинам. В качестве жидкости, нейтральной к перекиси водорода, можно использовать ацетатный буфер, имеющий химическую формулу вида СН3СООН+СН3COONa (5%-ный раствор), что позволит повысить безопасность процесса. В качестве катализатора можно использовать например, 5%-ный раствор марганца, позволяющий повысить теплоту разложения раствора в нефтяном пласте. Объем 5%-ного раствора марганца принимают в зависимости от порового объема нефтяного пласта и приемистости нагнетательной скважины.A method of developing an oil field is as follows. In the oil-bearing formation through the injection well, a pre-point is pumped with a catalyst — potassium hydroxide in a volume of 0.1 volume of hydrogen peroxide to activate the formation of free molecular oxygen and release more heat during the decomposition of hydrogen peroxide. Then, a rim is made with a liquid that is neutral to hydrogen peroxide in a volume equal to 1.1 of the volume of the tubing for washing and ensuring the absence of decomposition of hydrogen peroxide directly in the tubing, as well as for isolating the formation zone from the influx of formation water and determining the injectivity of the formation . After that, 50% hydrogen peroxide is injected into the formation in a volume equal to 0.3 of the pore volume of the oil-bearing formation to ensure the greatest thermal effect on the formation. The use of 50% hydrogen peroxide and its supply in the amount of 0.3 pore volume will allow for effective impact on the oil reservoir due to decomposition with the release of heat directly in the depth of the oil reservoir. Then, a second rim is carried out with a liquid neutral to hydrogen peroxide in a volume equal to 1.1 of the volume of the tubing to flush and ensure that hydrogen peroxide is not decomposed directly in the tubing and to ensure that hydrogen peroxide does not interact with vending water to increase safety production work. After the second rim, a 5% solution of sodium permanganate is fed into the formation to initiate a reaction with a large heat release. After that, with the help of water, oil is displaced to production wells. As a liquid neutral to hydrogen peroxide, you can use acetate buffer having the chemical formula of the form CH 3 COOH + CH 3 COONa (5% solution), which will improve the safety of the process. As a catalyst, for example, a 5% solution of manganese can be used, which allows to increase the heat of decomposition of the solution in the oil reservoir. The volume of a 5% solution of manganese is taken depending on the pore volume of the oil reservoir and the injectivity of the injection well.
Применение предлагаемого способа разработки нефтяного месторождения обеспечивает следующие преимущества:The application of the proposed method for the development of an oil field provides the following advantages:
- возможность добычи остаточной нефти из истощенных коллекторов;- the possibility of producing residual oil from depleted reservoirs;
- повышение подвижности нефти за счет снижения ее вязкости;- increasing the mobility of oil by reducing its viscosity;
- снижение затрат на добычу остаточной нефти;- reduction in the cost of producing residual oil;
- повышение полноты извлечения остаточной нефти.- increase the completeness of extraction of residual oil.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005113850/03A RU2283949C1 (en) | 2005-05-05 | 2005-05-05 | Oil field development method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005113850/03A RU2283949C1 (en) | 2005-05-05 | 2005-05-05 | Oil field development method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2283949C1 true RU2283949C1 (en) | 2006-09-20 |
Family
ID=37113911
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005113850/03A RU2283949C1 (en) | 2005-05-05 | 2005-05-05 | Oil field development method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2283949C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US11028675B2 (en) | 2014-08-15 | 2021-06-08 | Global Oil EOR Systems, Ltd. | Hydrogen peroxide steam generator for oilfield applications |
RU2808778C1 (en) * | 2023-03-10 | 2023-12-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for treating bottomhole zone of formation with hydrogen peroxide with phlegmatization during development |
-
2005
- 2005-05-05 RU RU2005113850/03A patent/RU2283949C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US11028675B2 (en) | 2014-08-15 | 2021-06-08 | Global Oil EOR Systems, Ltd. | Hydrogen peroxide steam generator for oilfield applications |
RU2808778C1 (en) * | 2023-03-10 | 2023-12-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for treating bottomhole zone of formation with hydrogen peroxide with phlegmatization during development |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2363718C2 (en) | Composition and method of increased oil yield | |
US20140338903A1 (en) | Method for enhanced oil recovery by in situ carbon dioxide generation | |
US8469099B2 (en) | Hydraulic fracturing of subterranean formations | |
EP2804923A1 (en) | Non-acidic-exothermic sandstone stimulation fluids | |
CN103642478A (en) | Blocking remover for removing polymer pollutants | |
US4589487A (en) | Viscous oil recovery | |
CN108456511A (en) | A kind of layer is interior to generate CO2System and its application | |
CA2652042A1 (en) | Energized fluid for generating self-cleaning filter cake | |
RU2283949C1 (en) | Oil field development method | |
RU2276256C1 (en) | Oil field development method | |
RU2534873C2 (en) | Method of oil pool development | |
RU2163662C1 (en) | Process of action on oil pool | |
RU2433260C1 (en) | Method of sour well intervention in terriogenous reservoir | |
RU2209302C2 (en) | Method of development of oil deposit at late stage | |
RU2236575C2 (en) | Method of increasing oil recovery of low-permeation strata | |
RU2534870C2 (en) | Viscous oil production method | |
RU2305177C1 (en) | Electrochemical treatment method for productive reservoir of oil-and-gas wells | |
RU2205948C1 (en) | Method of development of oil pool | |
RU2522690C2 (en) | Viscous oil production method | |
RU2614139C1 (en) | Method for development of oil producing well and device therefor | |
RU2724833C1 (en) | Treatment method of bottomhole formation zone with terrigenous type of reservoir | |
RU2143552C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole formation zone of injection wells | |
RU2685378C1 (en) | Formation hydraulic fracturing method | |
RU2145381C1 (en) | Method of acid treatment of bottom-hole oil formation zone | |
RU2508446C1 (en) | Method of development of heterogeneous-layer oil deposits |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070506 |