RU2461702C1 - Development method of high-viscous oil deposit (versions) - Google Patents
Development method of high-viscous oil deposit (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2461702C1 RU2461702C1 RU2011118221/03A RU2011118221A RU2461702C1 RU 2461702 C1 RU2461702 C1 RU 2461702C1 RU 2011118221/03 A RU2011118221/03 A RU 2011118221/03A RU 2011118221 A RU2011118221 A RU 2011118221A RU 2461702 C1 RU2461702 C1 RU 2461702C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- solution
- viscosity
- water
- hydrocarbon solvent
- Prior art date
Links
Landscapes
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей высоковязких нефтей.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing deposits of high viscosity oils.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти, подстилаемой водой, включающий закачку газообразного агента и добычу нефти, с целью снижения вязкости нефти, закачку газообразного агента производят в водоносную часть залежи до полного удаления подвижной воды, а добычу осуществляют после растворения газа в нефти (а.с №620103, МПК Е21В 43/00, 43/18, опубл. 27.04.00). В качестве газообразного агента предлагается использовать углеводородный газ. Вязкость нефти не превышает 200 мПа·с.There is a method of developing a reservoir of highly viscous oil, laden with water, including the injection of a gaseous agent and oil production, in order to reduce the viscosity of the oil, the gaseous agent is injected into the aquifer of the reservoir until the mobile water is completely removed, and the production is carried out after the gas is dissolved in oil (a.c No. 620103, IPC Е21В 43/00, 43/18, publ. 27.04.00). It is proposed to use hydrocarbon gas as a gaseous agent. Oil viscosity does not exceed 200 MPa · s.
Недостатком способа является низкая нефтеотдача пласта, связанная с незначительным снижением вязкости нефти из-за малой скорости проникновения газа в высоковязкие нефти с вязкостью более 200 мПа·с в пластовых условиях. Кроме этого, для закачки углеводородных газов требуется специальное оборудование.The disadvantage of this method is the low oil recovery associated with a slight decrease in oil viscosity due to the low rate of penetration of gas into highly viscous oils with a viscosity of more than 200 MPa · s in reservoir conditions. In addition, special equipment is required for the injection of hydrocarbon gases.
Известен способ воздействия (патент RU №2327728, МПК С09К 8/584, опубл. 27.06.2008. Бюл. №18) на призабойную зону нефтяного пласта на основе состава, включающего оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 4-12, углеводородный растворитель и в качестве нефтяного сульфоната содержащего присадку С-150, при следующем соотношении компонентов:A known method of exposure (patent RU No. 2323728, IPC С09К 8/584, publ. 06/27/2008. Bull. No. 18) on the bottom-hole zone of an oil reservoir based on a composition comprising ethoxylated isononylphenols with a degree of ethoxylation of 4-12, a hydrocarbon solvent and as petroleum sulfonate containing the additive C-150, in the following ratio of components:
Состав готовят смешением компонентов до получения однородного раствора. После закачки раствора в призабойную зону и/или в пласт при взаимодействии с пластовой или закачиваемой водой в промытых зонах образуется высоковязкая эмульсия, которая повышает фильтрационное сопротивление в высокопроницаемых водонасыщенных пропластках.The composition is prepared by mixing the components to obtain a homogeneous solution. After injection of the solution into the bottomhole zone and / or into the formation when interacting with formation or injected water, a highly viscous emulsion is formed in the washed zones, which increases the filtration resistance in highly permeable water-saturated layers.
Недостатками способа являются повышенная вязкость образующихся эмульсий, низкая эффективность при разработке залежей высоковязких нефтей.The disadvantages of the method are the increased viscosity of the resulting emulsions, low efficiency in the development of deposits of high viscosity oils.
Также известен способ разработки высоковязкой нефти с использованием в качестве разжижающего состава углеводородокисляющих бактерий с питательными солями в водном растворе (патент RU №2195549, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.12.2002, бюл. №36) при следующем соотношении компонентов, мас.%:Also known is a method of developing highly viscous oil using hydrocarbon-oxidizing bacteria with nutrient salts in an aqueous solution as a diluent composition (patent RU No. 2195549, IPC EV21/22, publ. 12/27/2002, bull. No. 36) in the following ratio of components, wt. %:
В качестве углеводородокисляющих бактерий (УОБ) используют бактерии, обладающие способностью снижать вязкость нефти и обессеривать ее, например: штамм Pseudomonas species-45.As hydrocarbon-oxidizing bacteria (DRR), bacteria are used that have the ability to reduce the viscosity of oil and to desulfurize it, for example: Pseudomonas species-45 strain.
Недостатком способа является то, что указанные углеводородокисляющие бактерии в процессе переработки нефти в первую очередь потребляют легкие компоненты, содержащиеся и без того в малом количестве в высоковязкой нефти, и снижают их содержание в составе нефти, что ведет к ухудшению качества нефти и увеличению ее вязкости.The disadvantage of this method is that these hydrocarbon-oxidizing bacteria in the oil refining process primarily consume light components, which are already contained in small amounts in high-viscosity oil, and reduce their content in the oil, which leads to a deterioration in the quality of oil and an increase in its viscosity.
Кроме этого, способ обладает низкой эффективностью при разработке высоковязких нефтей, в то время как в известном способе используются менее вязкие нефти.In addition, the method has low efficiency in the development of high viscosity oils, while the known method uses less viscous oils.
Наиболее близким по технической сущности является способ (прототип) добычи высоковязкой обводненной нефти (а.с. 1798487, МПК Е21В 43/22, опубл. 28.02.93. Бюл. №8), включающий снижение вязкости водонефтяной эмульсии путем подачи на прием водоглубинного насоса блоксополимеров окиси этилена и пропилена в смеси с растворителем в соотношении 1:1. В качестве растворителя используют толуольную фракцию или нефрас А 150/330 или кубовые остатки производства бутанола.The closest in technical essence is the method (prototype) of the production of highly viscous flooded oil (AS 1798487, MPK Е21В 43/22, publ. 02.28.93. Bull. No. 8), which includes reducing the viscosity of the oil-water emulsion by applying a water-depth pump for reception block copolymers of ethylene oxide and propylene in a mixture with a solvent in a ratio of 1: 1. The solvent used is the toluene fraction or nephras A 150/330 or bottoms from the production of butanol.
Недостатком способа является необходимость постоянного промыслового контроля. По прототипу плотность исследуемых нефтей в пластовых условиях находится в интервале 808-900 кг/м3. По существующей классификации к тяжелым (высоковязким) нефтям относятся нефти, вязкость которых в пластовых условиях свыше 200 мПа·с и до 10000 мПа·с и плотность выше 900 кг/м3. В предлагаемом способе плотность разрабатываемых нефтей находится в интервале 940-965 кг/м3 в условиях пласта. Поэтому еще одним недостатком известного способа является низкая эффективность при разработке залежей высоковязких нефтей с плотностью в пластовых условиях выше 900 кг/м3.The disadvantage of this method is the need for constant fishing control. According to the prototype, the density of the studied oils in reservoir conditions is in the range of 808-900 kg / m 3 . According to the existing classification, heavy (highly viscous) oils include oils whose viscosity under reservoir conditions is more than 200 mPa · s and up to 10,000 mPa · s and a density above 900 kg / m 3 . In the proposed method, the density of the developed oils is in the range of 940-965 kg / m 3 in reservoir conditions. Therefore, another disadvantage of this method is the low efficiency in the development of deposits of highly viscous oils with a density in reservoir conditions above 900 kg / m 3 .
Технической задачей данного изобретения является повышение эффективности извлечения высоковязкой нефти за счет значительного снижения вязкости нефти путем закачки раствора, снижающего вязкость нефти.The technical task of this invention is to increase the efficiency of extraction of highly viscous oil by significantly reducing the viscosity of oil by injecting a solution that reduces the viscosity of oil.
Поставленная задача достигается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим закачку через нагнетательную скважину вытесняющего агента, отбор продукции через добывающие скважины, определение обводненности продукции, использование при нагнетании раствора, снижающего вязкость нефти.The task is achieved by a method of developing a highly viscous oil deposit, including injection of a displacing agent through an injection well, product selection through production wells, determination of water cut, and the use of a solution that reduces the viscosity of oil during injection.
Новым является то, что при обводненности продукции ниже 55% в качестве раствора, снижающего вязкость нефти, используют раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ9-4-6 в углеводородном растворителе при их соотношении, % об.:New is that at a water content below 55% product as a solution, a viscosity reducing oil, a solution of a nonionic surfactant AF -4-6 9 in a hydrocarbon solvent at a ratio,% vol .:
который перед закачкой смешивают с водой в соотношении 1:2, при этом объем закачки указанного раствора составляет 5-20% от объема нефти, находящейся в межскважинной зоне.which before injection is mixed with water in a ratio of 1: 2, while the injection volume of the specified solution is 5-20% of the volume of oil located in the interwell zone.
Поставленная задача достигается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим закачку через нагнетательную скважину вытесняющего агента, отбор продукции через добывающие скважины, определение обводненности продукции, использование при нагнетании раствора, снижающего вязкость нефти.The task is achieved by a method of developing a highly viscous oil deposit, including injection of a displacing agent through an injection well, product selection through production wells, determination of water cut, and the use of a solution that reduces the viscosity of oil during injection.
Новым является то, что при обводненности продукции выше 55% в качестве раствора, снижающего вязкость нефти, используют раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ9-4-6 в углеводородном растворителе при следующем соотношении компонентов, % об.:New is that at a water cut greater than 55% as a solution, a viscosity reducing oil, a solution of a nonionic surfactant AF -4-6 9 in a hydrocarbon solvent with the following ratio of components,% by vol .:
при этом объем закачки указанного раствора составляет 5-20% от объема нефти, находящейся в межскважинной зоне.while the injection volume of the specified solution is 5-20% of the volume of oil located in the interwell zone.
Основные трудности при добыче высоковязких нефтей связаны с их аномально высокими вязкостями в пластовых условиях. Методы разработки высоковязких (тяжелых) нефтей направлены на снижение их вязкости либо путем разогрева пласта за счет закачки теплоносителей (дорогостоящий метод), либо закачкой агентов, снижающих вязкость нефти, например, углеводородных растворов неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ).The main difficulties in the production of highly viscous oils are associated with their abnormally high viscosities in reservoir conditions. The development methods of high-viscosity (heavy) oils are aimed at reducing their viscosity either by heating the reservoir by pumping coolants (an expensive method) or by injecting agents that reduce the viscosity of oil, for example, hydrocarbon solutions of nonionic surfactants (nonionic surfactants).
Механизм действия углеводородного раствора НПАВ на высоковязкую нефть заключается в том, что, с одной стороны, растворитель, смешиваясь с высоковязкой нефтью, снижает ее вязкость, с другой стороны, НПАВ при определенной концентрации образует с нефтью маловязкие прямые водонефтяные эмульсии типа масло в воде (м/в), т.е. внешней фазой (дисперсионной средой) этих эмульсий является вода. Для таких эмульсий характерно снижение вязкости при разбавлении их водой. Кроме этого, в результате взаимодействия двух несмешивающихся жидкостей, таких как углеводородный растворитель и вода в присутствии НПАВ, образуются прозрачные при 8°С микроэмульсии (м/э). Все эти процессы способствуют снижению вязкости высоковязкой нефти за счет комплексного воздействия углеводородного растворителя и НПАВ.The mechanism of action of the hydrocarbon solution of nonionic surfactants on high viscosity oil is that, on the one hand, the solvent, mixed with high viscosity oil, reduces its viscosity, on the other hand, the nonionic surfactant at a certain concentration forms low viscosity direct oil-water emulsions of the type oil in water (m / c), i.e. the external phase (dispersion medium) of these emulsions is water. Such emulsions are characterized by a decrease in viscosity when diluted with water. In addition, as a result of the interaction of two immiscible liquids, such as a hydrocarbon solvent and water in the presence of nonionic surfactants, microemulsions transparent at 8 ° C (m / e) are formed. All these processes contribute to lowering the viscosity of high-viscosity oil due to the combined effects of a hydrocarbon solvent and nonionic surfactants.
В качестве неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) используют оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования 4-6 АФ9-4, АФ9-6 (ТУ 2483-077-05766801-98) ОАО "Нижнекамскнефтехим". По своим физико-химическим свойствам НПАВ АФ9-4-6 относятся преимущественно к маслорастворимым ПАВ. Они хорошо растворяются в большинстве органических растворителей, в воде диспергируются с образованием эмульсий.As a nonionic surfactant (NSAID), use is made of ethoxylated alkyl phenols with a degree of hydroxyethylation of 4-6 AF 9 -4, AF 9 -6 (TU 2483-077-05766801-98) of OAO Nizhnekamskneftekhim. According to their physico-chemical properties of nonionic surfactant AF -4-6 9 are predominantly oil-soluble surfactant. They dissolve well in most organic solvents and disperse in water to form emulsions.
В качестве углеводородного растворителя используют Абсорбент 50/370 с плотностью 0,820 г/см3 Нижнекамского химкомбината (ТУ 2411-139-05766801-2007), нефрас 150/330 (ТУ 38.1011049-98), Абсорбент А-2 (ТУ 2411-418-05742686-98), бензин висбрекинга ОАО "ТАНЕКО".Absorbent 50/370 with a density of 0.820 g / cm 3 of the Nizhnekamsk chemical plant (TU 2411-139-05766801-2007), Nefras 150/330 (TU 38.1011049-98), Absorbent A-2 (TU 2411-418- 05742686-98), visbreaking gasoline of TANECO OJSC.
Вода, которую используют для смешения с углеводородным раствором НПАВ в соотношении 1:2, может быть как пресной, так и минерализованной с плотностью не более 1120 кг/м3.The water used for mixing with a hydrocarbon solution of nonionic surfactants in a ratio of 1: 2 can be both fresh and mineralized with a density of not more than 1120 kg / m 3 .
Проведены лабораторные исследования влияния на вязкость высоковязких нефтей растворов НПАВ АФ9-4-6 в углеводородном растворителе. Лабораторные исследования проводились на нефтях Мордово-Кармальского месторождения с плотностью 945 кг/м3 и Ашальчинского месторождения с плотностью 970 кг/м3 в поверхностных условиях.The laboratory investigation of the influence on the viscosity of high-viscosity oil solutions of nonionic surfactant AF -4-6 9 in a hydrocarbon solvent. Laboratory studies were carried out on oils of the Mordovo-Karmalsky field with a density of 945 kg / m 3 and the Ashalchinsky field with a density of 970 kg / m 3 under surface conditions.
По первому варианту при обводненности нефти ниже 55% углеводородные растворы НПАВ АФ9-4-6 смешиваются с водой в соотношении 1:2 и перемешиваются с помощью электромешалки в течение 5-10 минут со скоростью 500 об/мин. Концентрация НПАВ АФ9-4-6 в полученных растворах меняется от 31% до 49% об. Ранее проведенные исследования показали, что при концентрации НПАВ в растворе меньше 31% об. не достигается эффективного снижения вязкости нефти. А увеличение концентрации НПАВ в растворе, содержащем воду в соотношении 1:2, выше 49% об. не дает кратного увеличения эффективности процесса.According to the first embodiment with a water content below 55% petroleum hydrocarbon solutions of nonionic surfactant AF 9 -4-6 mixed with water in a ratio of 1: 2 and mixed using a mixer for 5-10 minutes at a speed of 500 rev / min. The concentration of nonionic surfactant AF 9 -4-6 obtained in solution varies from 31% to 49% by volume. Previous studies have shown that when the concentration of nonionic surfactants in the solution is less than 31% vol. no effective reduction in oil viscosity is achieved. A increase in the concentration of nonionic surfactants in a solution containing water in a ratio of 1: 2, above 49% vol. does not give a multiple increase in process efficiency.
Исходя из этих же соображений, были определены верхний и нижний пределы концентрации углеводородного растворителя (51-69% об.) в углеводородном растворе НПАВ АФ9-4-6, разбавленном водой в соотношении 1:2.For these same reasons, it was determined upper and lower limits of concentration of hydrocarbon solvent (51-69 vol.%) In a hydrocarbon solution of nonionic surfactant AF 9 -4-6 diluted with water in a ratio of 1: 2.
Готовый раствор НПАВ в углеводородном растворителе, смешанный с водой в соотношении 1:2, после перемешивания на электромешалке в виде эмульсии вводится в высоковязкую нефть, при этом количество (объем закачки) углеводородного раствора НПАВ может составлять 5, 10, 15, 20% от объема нефти. Полученная смесь перемешивается на электромешалке в течение 10 мин, после чего измеряются величины динамической вязкости при 8°С на реовискозиметре Rheomat RM-180 в диапазоне скоростей 5,4 с-1 - 1280 с-1. Температура 8°С выбрана исходя из того, что большинство месторождений высоковязких нефтей находятся на небольшой глубине и характеризуются пластовой температурой 8-10°С.The finished solution of nonionic surfactants in a hydrocarbon solvent, mixed with water in a ratio of 1: 2, after mixing on an electric mixer in the form of an emulsion is introduced into high viscosity oil, while the amount (injection volume) of the hydrocarbonic solution of nonionic surfactants can be 5, 10, 15, 20% of the volume oil. The resulting mixture is stirred on an electric mixer for 10 minutes, after which the values of dynamic viscosity are measured at 8 ° C on a Rheomat RM-180 re-viscometer in the speed range 5.4 s -1 - 1280 s -1 . The temperature of 8 ° C was chosen on the basis that the majority of high-viscosity oil fields are located at a shallow depth and are characterized by a reservoir temperature of 8-10 ° C.
Динамика изменения величины динамической вязкости высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения от концентрации углеводородного раствора НПАВ АФ9-6, разбавленного водой в соотношении 1:2 при разных скоростях сдвига, приведена в табл.1. В таблице также приведены величины кратного снижения вязкости высоковязкой нефти после введения углеводородного раствора НПАВ АФ9-6 при скоростях сдвига 6,5 c-1 и 146 с-1. Скорость сдвига 6,5 с-1 выбрана из условия, что она близка к сдвиговым напряжениям, действующим на жидкость в пластовых условиях, а 146 с-1 - при движении жидкости в призабойной зоне пласта. В том и другом случае происходит значительное снижение исходной вязкости высоковязкой нефти. В зависимости от содержания углеводородного раствора НПАВ в нефти и концентрации НПАВ АФ9-6 в растворителе снижение вязкости при скорости 6,5 с-1 происходит в 1,4-646 раз, а при скорости 146 c-1 - в 1,5-1080 раз.The dynamics of the dynamic viscosity of high-viscosity oil of the Ashalchinskoye field from the concentration of hydrocarbon solution of nonionic surfactants AF 9 -6 diluted with water in a ratio of 1: 2 at different shear rates is shown in Table 1. The table also shows the magnitude of a multiple decrease in the viscosity of high-viscosity oil after the introduction of a hydrocarbon solution of nonionic surfactants AF 9 -6 at shear rates of 6.5 s -1 and 146 s -1 . The shear rate of 6.5 s -1 is selected from the condition that it is close to shear stresses acting on the fluid in the reservoir conditions, and 146 s -1 when the fluid moves in the bottomhole formation zone. In both cases, there is a significant decrease in the initial viscosity of high-viscosity oil. Depending on the content of the hydrocarbon solution of nonionic surfactants in oil and the concentration of nonionic surfactants AF 9 -6 in the solvent, the viscosity decreases at a speed of 6.5 s -1 by 1.4-646 times, and at a speed of 146 s -1 1080 times.
С помощью кондуктометра ОК-102/1 (Венгрия) были определены величины электропроводности и тип получающихся эмульсий. Без НПАВ водонефтяные системы являются обратными эмульсиями типа "вода в масле" (в/м), в присутствии НПАВ происходит постепенное повышение электропроводности, а затем наступает инверсия фаз, и эмульсии становятся прямыми " масло в воде "(м/в), т.е. внешней фазой (дисперсионной средой) этих эмульсий является вода. Для таких эмульсий характерно снижение вязкости при разбавлении их водой.Using a conductivity meter OK-102/1 (Hungary), the values of electrical conductivity and the type of emulsions obtained were determined. Without nonionic surfactants, water-oil systems are reverse water-in-oil emulsions (v / m), in the presence of nonionic surfactants, the electrical conductivity gradually increases, and then phase inversion occurs, and emulsions become direct oil-in-water (m / v), t. e. the external phase (dispersion medium) of these emulsions is water. Such emulsions are characterized by a decrease in viscosity when diluted with water.
Процесс разбавления эмульсии водой не бесконечный, при некоторой степени разбавления наступает разрушение эмульсии с разделением ее на высоковязкую нефть и воду. С целью предотвращения разрушения в пластовых условиях маловязких эмульсий на основе углеводородных растворов НПАВ и высоковязкой нефти при обводненности последней выше 55% предлагается закачивать углеводородные растворы НПАВ АФ9-4-6 без введения дополнительной воды. Методика приготовления растворов, снижающих вязкость нефти (с обводненностью выше 55%, т.е. по второму варианту), заключается в том, что НПАВ АФ9-4-6 добавляется в углеводородный растворитель с концентрациями 31-49 объемных процентов. При этом происходит многократное снижение вязкости высоковязкой нефти. Результаты приведены в табл.2.The process of diluting the emulsion with water is not endless, with a certain degree of dilution, the emulsion is destroyed with its separation into highly viscous oil and water. In order to prevent fracture in the formation conditions of low viscosity emulsions based on hydrocarbon solutions of nonionic surfactant and a heavy oil with a water content above 55% the latter serves to pump hydrocarbon solutions of nonionic surfactant AF 9 -4-6 without introducing additional water. The solution preparation procedure, the viscosity reducing oil (with water content above 55%, i.e., in the second embodiment), is that the nonionic surfactant AF 9 -4-6 added to the hydrocarbon solvent with concentrations of 31-49 volume percent. In this case, a multiple decrease in the viscosity of high-viscosity oil occurs. The results are shown in table.2.
Также были проведены аналогичные исследования, в которых в качестве растворителя использовались: Нефрас 150/330, бензин висбрекинга, не прошедший стадию гидроочистки, производства ОАО "ТАНЕКО" (табл.3).Similar studies were also carried out in which the following were used as solvent: Nefras 150/330, visbreaking gasoline that did not pass the hydrotreating stage, manufactured by TANECO OJSC (Table 3).
Эффективность вариантов предлагаемого способа в сопоставлении с известным способом оценивали в лабораторных условиях путем сравнения степени снижения вязкости высоковязкой нефти, результаты представлены в табл.4. Как видно из таблицы, при введении в высоковязкую нефть при температуре 8°С углеводородного раствора НПАВ АФ9-4-6 вязкость ее снижается в интервале от 8 до 44 раз, а по известному способу вязкость нефти снижается всего в 6,8-6,9 раза.The effectiveness of the options of the proposed method in comparison with the known method was evaluated in laboratory conditions by comparing the degree of decrease in viscosity of high viscosity oil, the results are presented in table 4. As can be seen from the table, when a hydrocarbon solution of nonionic surfactants AF 9 -4-6 is introduced into a highly viscous oil at a temperature of 8 ° C, its viscosity decreases in the range from 8 to 44 times, and according to the known method, the oil viscosity decreases by only 6.8-6, 9 times.
Пример конкретного примененияCase Study
В промысловых условиях для осуществления вариантов технологии на основе углеводородного раствора НПАВ требуются два насосных агрегата типа ЦА-320 и автоцистерны (АЦ) с товарной формой НПАВ АФ9-4-6 и АЦ с растворителем в количестве, необходимом для реализации технологии, емкость для приготовления рабочего раствора (АЦ).The field conditions for embodiments of the technology based on the hydrocarbon nonionic surfactant solution requires two types of pumping units 320 and CA-trailers (AC) with a marketable form nonionic surfactant AF and AC 9 -4-6 with solvent in an amount necessary for the implementation of the technology, the capacity for the preparation of working solution (AC).
Для реализации вариантов способа, например, на участке залежи высоковязкой нефти, состоящем из одной нагнетательной скважины (в центре), через которую осуществляется закачка вытесняющего агента, и пяти добывающих скважин, расположенных на расстоянии порядка 50-100 м от данной нагнетательной скважины и из которых ведется отбор продукции, определяется обводненность добываемой продукции.To implement the process options, for example, on a site of a highly viscous oil reservoir, consisting of one injection well (in the center) through which the displacing agent is injected, and five production wells located at a distance of about 50-100 m from this injection well and of which selection of products is carried out, the water content of the extracted products is determined.
Обводненность продукции составляет 38%. Поскольку обводненность продукции ниже 55% (первый вариант), то в качестве раствора, снижающего вязкость нефти, используют раствор НПАВ АФ9-4-6 в углеводородном растворителе, смешанный с водой в соотношении 1:2. Далее рассчитывается необходимое количество реагентов для приготовления раствора НПАВ в углеводородном растворителе. Для этого первоначально рассчитываем объем нефти, заключенный в цилиндре пласта вокруг нагнетательной скважины, по формуле:The water content of the product is 38%. As water cut below 55% (first embodiment), as the solution viscosity reducing oil solution of nonionic surfactant used AF -4-6 9 in a hydrocarbon solvent, mixed with water in a ratio of 1: 2. Next, the required amount of reagents for the preparation of a solution of nonionic surfactants in a hydrocarbon solvent is calculated. For this, we initially calculate the volume of oil enclosed in the cylinder of the reservoir around the injection well, according to the formula:
где Vн - объем нефти, м3;where Vн is the volume of oil, m 3 ;
π - константа=3,14;π - constant = 3.14;
R - расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами, м;R is the distance between the injection and producing wells, m;
h - нефтенасыщенная толщина пласта, м;h - oil saturated formation thickness, m;
S - нефтенасыщенность, д.ед.;S - oil saturation, d.ed .;
m - пористость, д.ед.m - porosity, d.ed.
Необходимый объем закачки углеводородного раствора НПАВ составляет 5-20% от объема нефти Vн.The required volume of injection of hydrocarbon solution of nonionic surfactants is 5-20% of the volume of oil Vn.
При R=50 м, h=6 м, S=0,65, m=0,22 Vн равен 3367,7 м3. Объем оторочки раствора составляет 15% VH от объема нефти, следовательно, объем углеводородного раствора НПАВ равен 505 м3 (соответственно Vнпав=42 м3, Vp-ля=126 м3 и воды при соотношении 1:2 Vв=337 м3). При этом их концентрация в растворе равна, % об., НПАВ - 8,3, растворителя - 25, вода - остальное. Способ также можно реализовывать через добывающую скважину, при этом осуществляются аналогичные расчеты необходимых объемов реагентов.At R = 50 m, h = 6 m, S = 0.65, m = 0.22 Vn is 3367.7 m 3 . The volume of the rim of the solution is 15% V H of the volume of oil, therefore, the volume of the hydrocarbon solution of nonionic surfactants is 505 m 3 (respectively Vnpav = 42 m 3 , Vp-la = 126 m 3 and water with a ratio of 1: 2 Vv = 337 m 3 ) . Moreover, their concentration in the solution is,% vol., Nonionic surfactants - 8.3, solvent - 25, water - the rest. The method can also be implemented through a production well, while similar calculations of the required volumes of reagents are carried out.
Приготовление 1 м3 35% раствора НПАВ в растворителе осуществляется следующим образом: насосным агрегатом из АЦ с товарной формой НПАВ АФ9-6 подается 350 л АФ9-6, из АЦ с растворителем 650 л абсорбента 50/370 в емкость (АЦ) для приготовления рабочего раствора, затем подается 2 м3 воды с водовода (соотношение 1:2). В течение 20-30 мин все перемешивается на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме: емкость для приготовления рабочего раствора (АЦ) - насосный агрегат - емкость для приготовления рабочего раствора (АЦ). Полученную эмульсию из емкости для приготовления рабочего раствора вторым насосным агрегатом закачивают в скважину.Preparation of 1 m 3 of a 35% solution of nonionic surfactants in a solvent is carried out as follows: a pump unit from AC with a commercial form of nonionic surfactants AF 9 -6 delivers 350 l of AF 9 -6, from AC with a solvent of 650 l of absorbent 50/370 into a container (AC) for preparation of the working solution, then 2 m 3 of water from the water conduit is fed (1: 2 ratio). For 20-30 minutes everything is mixed at the maximum possible capacity of the pumping unit according to the scheme: capacity for the preparation of working solution (AC) - pumping unit - capacity for the preparation of working solution (AC). The emulsion obtained from the tank for preparing the working solution is pumped into the well by the second pumping unit.
По второму варианту при обводненности продукции (равной 65%), т.е. выше 55%, осуществляется закачка углеводородного раствора НПАВ, не разбавленного водой. Для приготовления 1 м3 35% об. раствора НПАВ в углеводородном растворителе подается в АЦ для приготовления рабочего раствора 350 л (35% об.) НПАВ АФ9-4 и 650 л (65% об.) абсорбента 50/370. В течение 20-30 мин все перемешивается, раствор закачивается в скважину. Поскольку концентрация НПАВ высока в растворе, достаточно будет закачать оторочку меньшего размера, например 5% от Vн. После закачки оторочки углеводородного раствора НПАВ осуществляется заводнение в обычном режиме.According to the second option, when the water content of the product (equal to 65%), i.e. above 55%, hydrocarbon solution of nonionic surfactants not diluted with water is injected. For the preparation of 1 m 3 35% vol. a solution of nonionic surfactants in a hydrocarbon solvent is supplied to the AC for the preparation of a working solution of 350 l (35% vol.) of nonionic surfactants AF 9 -4 and 650 l (65% vol.) of absorbent 50/370. For 20-30 minutes everything is mixed, the solution is pumped into the well. Since the concentration of nonionic surfactants is high in solution, it will be sufficient to inject a rim of a smaller size, for example 5% of Vn. After injection of the rim of the hydrocarbon solution of nonionic surfactants, water flooding is carried out in the usual mode.
Применение вариантов предлагаемого способа при разработке залежей высоковязких нефтей повышает эффективность извлечения высоковязкой нефти за счет значительного снижения вязкости нефти путем закачки раствора, снижающего вязкость нефти.The use of variants of the proposed method in the development of deposits of high viscosity oils increases the efficiency of extraction of high viscosity oil by significantly reducing the viscosity of the oil by injecting a solution that reduces the viscosity of the oil.
Claims (2)
который перед закачкой смешивают с водой в соотношении 1:2, при этом объем закачки составляет 5-20% от объема нефти, находящейся в межскважинной зоне.1. A method of developing a reservoir of high-viscosity oil, including injecting a displacing agent through an injection well, selecting products through production wells, determining the water content of the product, using a solution to reduce the viscosity of the oil when injecting, characterized in that when the water content of the product is below 55% as a solution, it reduces oil viscosity, use a solution of non-ionic surfactant AF9-4-6 - nonionic surfactants AF9-4-6 in a hydrocarbon solvent at their ratio, vol.%:
which before injection is mixed with water in a ratio of 1: 2, while the injection volume is 5-20% of the volume of oil located in the interwell zone.
при этом объем закачки указанного раствора составляет 5-20% от объема нефти, находящейся в межскважинной зоне. 2. A method of developing a reservoir of high-viscosity oil, including pumping a displacing agent through an injection well, selecting products through production wells, determining water cut, using a solution to lower the oil viscosity when pumping, characterized in that when the water cut is higher than 55%, the solution reduces oil viscosity, use a solution of nonionic surfactants AF9-4-6 in a hydrocarbon solvent in the following ratio of components, vol.%:
wherein the injection volume of said solution is 5-20% of the volume of oil located in the interwell zone.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011118221/03A RU2461702C1 (en) | 2011-05-05 | 2011-05-05 | Development method of high-viscous oil deposit (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011118221/03A RU2461702C1 (en) | 2011-05-05 | 2011-05-05 | Development method of high-viscous oil deposit (versions) |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2461702C1 true RU2461702C1 (en) | 2012-09-20 |
Family
ID=47077495
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011118221/03A RU2461702C1 (en) | 2011-05-05 | 2011-05-05 | Development method of high-viscous oil deposit (versions) |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2461702C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104912529A (en) * | 2014-03-12 | 2015-09-16 | 成都能生材科技开发有限责任公司 | Nanometer oil production technology for increasing desorption rate |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4469177A (en) * | 1982-11-29 | 1984-09-04 | Mobil Oil Corporation | Recovery of viscous oil from asphaltic oil-containing formations |
SU1668642A1 (en) * | 1989-04-06 | 1991-08-07 | Туркменский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности "Туркменниинефть" | Oil displacement compound |
SU1798487A1 (en) * | 1990-10-02 | 1993-02-28 | Научно-Производственное Объединение По Геолого-Физическим Методам Увеличения Нефтеотдачи Пластов "Союзнефтеотдача" | Method for extraction of high-viscosity water-cut oil |
RU2062862C1 (en) * | 1991-09-16 | 1996-06-27 | Тоталь | Nozzle for one-piece drilling tool |
RU2120030C1 (en) * | 1997-10-17 | 1998-10-10 | Открытое акционерное общество "НИИнефтепромхим" | Method of action on face zone of oil pool or on oil pool |
RU2168617C2 (en) * | 1997-03-24 | 2001-06-10 | ОАО Акционерная нефтяная компания Башнефть | Method of developing oil deposit |
-
2011
- 2011-05-05 RU RU2011118221/03A patent/RU2461702C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4469177A (en) * | 1982-11-29 | 1984-09-04 | Mobil Oil Corporation | Recovery of viscous oil from asphaltic oil-containing formations |
SU1668642A1 (en) * | 1989-04-06 | 1991-08-07 | Туркменский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности "Туркменниинефть" | Oil displacement compound |
SU1798487A1 (en) * | 1990-10-02 | 1993-02-28 | Научно-Производственное Объединение По Геолого-Физическим Методам Увеличения Нефтеотдачи Пластов "Союзнефтеотдача" | Method for extraction of high-viscosity water-cut oil |
RU2062862C1 (en) * | 1991-09-16 | 1996-06-27 | Тоталь | Nozzle for one-piece drilling tool |
RU2168617C2 (en) * | 1997-03-24 | 2001-06-10 | ОАО Акционерная нефтяная компания Башнефть | Method of developing oil deposit |
RU2120030C1 (en) * | 1997-10-17 | 1998-10-10 | Открытое акционерное общество "НИИнефтепромхим" | Method of action on face zone of oil pool or on oil pool |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
АБРАМЗОН А.А. и др. Справочник, Поверхностно-активные вещества. - Л.: Химия, 1979, с.314. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104912529A (en) * | 2014-03-12 | 2015-09-16 | 成都能生材科技开发有限责任公司 | Nanometer oil production technology for increasing desorption rate |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2548266C2 (en) | Method of heavy oil extraction from underground field | |
US9896617B2 (en) | Polymer compositions | |
RU2543224C2 (en) | Acid composition for treatment of wells in carbonate and terrigenous reservoirs, and acid treatment method of bottom-hole zone of formation with its application | |
CN110945208B (en) | Method for improving oil recovery rate of stratum | |
RU2294353C1 (en) | Formulation for acid treatment of critical borehole zone | |
Zhao et al. | The role of emulsification and IFT reduction in recovering heavy oil during alkaline‑surfactant-assisted CO2 foam flooding: an experimental study | |
NL8501691A (en) | SURFACE ACTIVITY COMPOSITION. | |
RU2610958C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
US4159037A (en) | High conformance oil recovery process | |
RU2461702C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit (versions) | |
RU2525399C1 (en) | Acid emulsion for bottomhole formation zone | |
CA2996554C (en) | Method of improving mobility of heavy crude oils in subterranean reservoirs | |
RU2501943C2 (en) | Treatment method of bottom-hole oil formation zone | |
RU2308475C1 (en) | Composition for acid treatment of critical zone of formation (variants) | |
CN110055044B (en) | A kind of high temperature and high salt heterogeneous reservoir Double regulating displacement system and its application | |
RU2620685C1 (en) | Hydrophobic emulsion for carbonate bed treatment | |
RU2487234C1 (en) | Method of development for wet oil strata with inhomogeneous permeability | |
CN111621281A (en) | In-situ self-steering WAG method | |
RU2679029C1 (en) | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) | |
RU2379326C1 (en) | Water repellent emulsion for oil reservoirs treatment | |
RU2307240C1 (en) | Method for oil field development | |
RU2754171C1 (en) | Method for limiting water inflow in production well | |
RU2502864C2 (en) | Oil deposit development method | |
RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
RU2434042C1 (en) | Composition for treatment of bottomhole zone of oil reservoirs |