RU2618011C2 - Способ электрохимической подготовки жидкости, закачиваемой в нефтегазоносный пласт, с целью изменения сорбционной ёмкости коллектора - Google Patents
Способ электрохимической подготовки жидкости, закачиваемой в нефтегазоносный пласт, с целью изменения сорбционной ёмкости коллектора Download PDFInfo
- Publication number
- RU2618011C2 RU2618011C2 RU2015113838A RU2015113838A RU2618011C2 RU 2618011 C2 RU2618011 C2 RU 2618011C2 RU 2015113838 A RU2015113838 A RU 2015113838A RU 2015113838 A RU2015113838 A RU 2015113838A RU 2618011 C2 RU2618011 C2 RU 2618011C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- gas
- change
- electrode pairs
- bearing formation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 230000008859 change Effects 0.000 title claims abstract description 17
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 title claims abstract description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title abstract description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract 3
- 230000010287 polarization Effects 0.000 claims abstract description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000005868 electrolysis reaction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 11
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 39
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000005518 electrochemistry Effects 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000007130 inorganic reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 150000002902 organometallic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical group O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002344 surface layer Substances 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000010729 system oil Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/46—Treatment of water, waste water, or sewage by electrochemical methods
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Electrochemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Electrolytic Production Of Non-Metals, Compounds, Apparatuses Therefor (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Для электрохимической подготовки закачиваемой в нефтегазоносный пласт жидкости используют электродные пары с соотношением площадей, не равным 1, размещенные в разных корпусах из электроизоляционных материалов. Создают на электродных парах разность потенциалов за счет поляризации прокачиваемой через них жидкости или за счет подачи на них разности потенциалов от источника питания постоянного тока, при котором основная часть электрической мощности расходуется не на инициирование электролизных процессов, а на изменение поляризационной составляющей прокачиваемой через электродные пары жидкости. Электрическую нагрузку подключают в любой последовательности ко всем или к одной из электродных пар, что позволяет поддерживать потенциал, наводимый на электродной паре, не равным 0 В. Изобретение обеспечивает изменение сорбционной емкости нефтегазоносного коллектора и нефтегазоотдачи пласта по факту изменения коэффициента нефтеизвлечения на фоне минимизации любого типа реагентного вмешательства в реликтовую составляющую нефтегазоносного пласта. 1 ил.
Description
Способ может быть реализован в нефтегазовой промышленности для изменения сорбционной емкости нефтегазоносного коллектора, что позволит изменить его нефтегазоотдачу с изменением коэффициента нефтеизвлечения и минимизировать любой тип реагентного вмешательства в его реликтовую составляющую.
Известны такие методы увеличения нефтеотдачи пластов, как: тепловые, газовые, химические, гидродинамические, физические, а также комбинированные. Всем вышеперечисленным методам присущи различного рода недостатки: сомнительная техническая эффективность при достаточно высоких экономических затратах, ограниченность по времени получаемого технического эффекта, сложность технической реализации, увеличение экологической нагрузки, большое число малопредсказуемых или вообще не предсказуемых геохимических и гидрогазодинамических последствий, связанных с вмешательством в реликтовую составляющую месторождения.
Целью способа является увеличение эффективности разработки нефтегазовых месторождений при снижении или отсутствии побочных эффектов, связанных с реализацией известных на сегодняшний день методов увеличения нефтеотдачи пластов; упрощение технической реализации, возможность управления процессом, снижение экологической нагрузки и минимизация вмешательства в реликтовую составляющую месторождения.
Все способы увеличения нефтеотдачи пласта, связанные с применением ПАВ, основанные на фазовых энергетических взаимодействиях и определяющие стабильность/нестабильность системы нефть/газ/вода/твердая фаза (вмещающая порода), являются абсолютным аналогом предлагаемого способа с точки зрения электрохимического подхода для достижения заявленной цели изобретения.
Учитывая, что применение ПАВ-ов для достижения заявленной цели, носит не химический (не участвует в химических реакциях), а электрохимический смысл, то предлагаемый способ, основанный на изменении электрохимических свойств подготавливаемой жидкости, не противоречит технической сути, раскрываемой в изобретении, являясь не косвенным (применение ПАВ), а прямым способом изменения ее энергетических свойств (Коллоидная химия. Щукин Е.Д. Перцов А.В. Амелина Е.А. - 2004 г.). И действительно, несмотря на то что заявленной целью применения реагентной базы (применение ПАВ-ов) является только изменение электрохимических (как следствие и гидродинамических) свойств коллектора, в действительности же, из-за сложного химического состава вмещающей породы - водогазонефтяной фракции (например: только для нефти установлено ~20000 различных химических соединений), происходит инициирование целого ряда необратимых химический реакций как неорганического характера, так и реакций органического синтеза (с учетом наличия в реликтовой составляющей любого нефтегазоносного пласта металлоорганических и других соединений, являющихся природными катализаторами), что резко ограничивает возможность применения различных типов реагентов с точки зрения перспектив прогнозирования последствий их действия.
Поставленная задача и технический результат изменения сорбционной емкости нефтегазоносного коллектора, позволяющей изменить его нефтегазоотдачу с изменением коэффициента нефтеизвлечения и минимизировать любой тип реагентного вмешательства в его реликтовую составляющую, достигается изменением электрохимических свойств закачиваемой в нефтяной коллектор воды за счет электрохимической подготовки жидкости, оборачиваемой в системе нефтеподготовки на установке подготовки нефти.
Достигается использованием электродных пар с соотношением площадей, не равным 1, размещенных в разных корпусах из электроизоляционных материалов, посредством создаваемой на них разности потенциалов за счет поляризации электродов прокачиваемой через них жидкостью или за счет подачи на них разности потенциалов от источника питания постоянного тока, при этом основная часть электрической мощности расходуется не на инициирование электролизных процессов, а на изменение поляризационной составляющей прокачиваемой через электродные пары жидкости, с подключением в любой последовательности ко всем или к одной из них электрической нагрузки, соответствующей поляризующей способности прокачиваемой через электродную пару жидкости и позволяющей поддерживать потенциал, наводимый на электродной паре, не равным 0 В.
Реализация способа достигается применением как в открытой, так и в закрытой, напорной, проточной системе, встраиваемой в технологическую линию водогазонефтеподготовки, характеризующейся низким энергопотреблением (~0…0,22 Вт/м3 прокачиваемой жидкости).
Предлагаемый способ, основанный на фазовых энергетических взаимодействиях, определяющих стабильность/нестабильность системы нефть/газ/вода/твердая фаза (вмещающая порода) и являющихся основополагающими, с точки зрения электрохимического подхода для достижения заявленной цели изобретения, гарантированно приводит к изменению сорбционной емкости коллектора с изменением его нефтеотдачи.
Действительно, при прохождении гомогенизированной гетерогенной свободнодисперсной системы через пару электродов из одного и того же материала (исключая возможность возникновения разности потенциалов, связанную с расположением проводников первого рода на различных местах в электрохимическом ряду напряжений), но имеющих разную площадь, энергия поляризации каждого из электродов будет различной, а стремление гетерогенной системы к уменьшению поверхностной энергии вызывает отрицательное ориентирование полярных молекул, ионов, электронов в поверхностном слое, вследствие этого контактирующие фазы нефть/газ/вода/твердая фаза - приобретают заряды противоположного знака, равные по величине. При этом избыточная поверхностная энергия превращается в электрическую (Электрохимия. Б.Б. Дамаскин, О.А. Петрий, Г.А. Цирлина. - 2006 г.).
Данные, полученные по результатам опытно-промышленных испытаний способа электрохимической подготовки закачиваемой в нефтегазоносный пласт воды с целью изменения сорбционной емкости коллектора на одном из нефтяных месторождений:
Нефтяная эмульсия, относящаяся к высокоэмульсионному, высокосернистому типу с содержанием связанной воды ~33%, с мольным содержанием (%): смол - 18,78, асфальтенов - 4,98, парафинов - 6,24. Вода: ρ=1,05 г/см3, М=70…80 г/л, рН=7…9., состав рассола Cl, Na, Са типа, поступающая на установку подготовки нефти (УПН) с прохождением через установленную систему электрохимической подготовки с последующим разделением на фракции на ступени предварительного сброса воды (УПСВ). Вода с УПСВ поступает на кустовую насосную станцию (КНС) и затем для поддержания пластового давления (ППД) в продуктивный пласт.
С начала запуска и до момента отключения системы электрохимической подготовки получены следующие результаты: на начало запуска объем поступающей из продуктивного пласта жидкости составлял - 1465 м3/сут, а количество нефти - 1026 м3/сут. На момент отключения количество добываемой жидкости - 1900 м3/сут, а количество нефти - 1300 м3/сут. Увеличение нефтедобычи составило ~20%. Причем результат достигался на фоне кратного снижения дозировки применяемой в рамках водонефтеподготовки УПН реагентной базы (резкое снижение количества реагента возвращаемого с подтоварной водой в пласт).
То есть результатом применения электрохимической подготовки воды, закачиваемой в нефтяной коллектор, явилось увеличение нефтедобычи, носящей увеличивающийся во времени характер, без изменения общей гидродинамической схемы «заводнения» пласта. Причем предел увеличения нефтедобычи в рамках данной эксплуатационной схемы месторождения достигнут не был, что связанно с ограничивающими емкостными возможностями нефтеподготавливающего оборудования УПН и запланированным отключением схемы электрохимической подготовки жидкости.
Схема, поясняющая способ, изображена на Фиг. 1.
Жидкость поступает из коллектора 15, через добывающие скважины 16 в цех подготовки нефти и газа (ЦПНГ) 17, откуда поступает на вход установки по подготовке нефти (УПН) 18, на УПН 19 осуществляется электрохимическая подготовка жидкости.
Электрохимическая подготовка жидкости включает пару электродов 3, 4, размещенных в корпусе 2 с входом - 1 и выходом - 5, и пару электродов 8, 9, размещенных в корпусе 7 с входом 6 и выходом 10.
Затем вода с выхода УПН 12, поступает на кустовую насосную станцию (КНС) 13, затем для поддержания пластового давления (ППД) 14 в коллектор 15.
Способ электрохимической подготовки жидкости, закачиваемой в нефтегазоносный пласт, позволяет изменить сорбционную емкость нефтегазоносного коллектора, что позволит изменить его нефтегазоотдачу с изменением коэффициента нефтеизвлечения и минимизировать любой тип реагентного вмешательства в реликтовую составляющую нефтегазоносного пласта.
Claims (1)
- Способ электрохимической подготовки закачиваемой в нефтегазоносный пласт жидкости с целью изменения сорбционной емкости коллектора достигается использованием электродных пар с соотношением площадей, не равным 1, размещенных в разных корпусах из электроизоляционных материалов, посредством создаваемой на них разности потенциалов за счет поляризации электродов прокачиваемой через них жидкостью или за счет подачи на них разности потенциалов от источника питания постоянного тока, при котором основная часть электрической мощности расходуется не на инициирование электролизных процессов, а на изменение поляризационной составляющей прокачиваемой через электродные пары жидкости; с подключением в любой последовательности ко всем или к одной из них электрической нагрузки, соответствующей поляризующей способности прокачиваемой через электродную пару жидкости и позволяющей поддерживать потенциал, наводимый на электродной паре, не равным 0 В.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015113838A RU2618011C2 (ru) | 2015-04-14 | 2015-04-14 | Способ электрохимической подготовки жидкости, закачиваемой в нефтегазоносный пласт, с целью изменения сорбционной ёмкости коллектора |
| EA201600253A EA032352B1 (ru) | 2015-04-14 | 2016-04-12 | Способ электрохимической подготовки воды, закачиваемой в нефтегазоносный пласт для изменения сорбционной ёмкости коллектора |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015113838A RU2618011C2 (ru) | 2015-04-14 | 2015-04-14 | Способ электрохимической подготовки жидкости, закачиваемой в нефтегазоносный пласт, с целью изменения сорбционной ёмкости коллектора |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015113838A RU2015113838A (ru) | 2016-11-10 |
| RU2618011C2 true RU2618011C2 (ru) | 2017-05-02 |
Family
ID=57189639
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015113838A RU2618011C2 (ru) | 2015-04-14 | 2015-04-14 | Способ электрохимической подготовки жидкости, закачиваемой в нефтегазоносный пласт, с целью изменения сорбционной ёмкости коллектора |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA032352B1 (ru) |
| RU (1) | RU2618011C2 (ru) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1784214A (en) * | 1928-10-19 | 1930-12-09 | Paul E Workman | Method of recovering and increasing the production of oil |
| SU36943A1 (ru) * | 1929-06-15 | 1934-05-31 | Воркманн П.Э. | Способ вы влени нефти в пласте и повышени добычи в эксплуатируемых скважинах |
| RU2087692C1 (ru) * | 1993-09-15 | 1997-08-20 | Научно-производственная фирма "Аквазинэль" | Способ электрохимической обработки нефтегазовых скважин |
| RU2303692C2 (ru) * | 2001-10-26 | 2007-07-27 | Электро-Петролеум, Инк. | Электрохимический способ вторичной добычи нефти путем инициирования в ней окислительно-восстановительных реакций |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2061858C1 (ru) * | 1993-06-15 | 1996-06-10 | Всесоюзный нефтяной научно-исследовательский геолого-разведочный институт | Способ повышения нефтеотдачи пластов |
-
2015
- 2015-04-14 RU RU2015113838A patent/RU2618011C2/ru active
-
2016
- 2016-04-12 EA EA201600253A patent/EA032352B1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1784214A (en) * | 1928-10-19 | 1930-12-09 | Paul E Workman | Method of recovering and increasing the production of oil |
| SU36943A1 (ru) * | 1929-06-15 | 1934-05-31 | Воркманн П.Э. | Способ вы влени нефти в пласте и повышени добычи в эксплуатируемых скважинах |
| RU2087692C1 (ru) * | 1993-09-15 | 1997-08-20 | Научно-производственная фирма "Аквазинэль" | Способ электрохимической обработки нефтегазовых скважин |
| RU2303692C2 (ru) * | 2001-10-26 | 2007-07-27 | Электро-Петролеум, Инк. | Электрохимический способ вторичной добычи нефти путем инициирования в ней окислительно-восстановительных реакций |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201600253A2 (ru) | 2016-10-31 |
| RU2015113838A (ru) | 2016-11-10 |
| EA201600253A3 (ru) | 2017-01-30 |
| EA032352B1 (ru) | 2019-05-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Kiepe et al. | Experimental determination and prediction of gas solubility data for CO2+ H2O mixtures containing NaCl or KCl at temperatures between 313 and 393 K and pressures up to 10 MPa | |
| Zeng et al. | Role of gas type on foam transport in porous media | |
| AU2007352367B2 (en) | Electrolytic system for enhanced release and deposition of sub-surface components | |
| Seyyedi et al. | Enhancing water imbibition rate and oil recovery by carbonated water in carbonate and sandstone rocks | |
| Zhang et al. | Experimental investigation of low-salinity water flooding in a low-permeability oil reservoir | |
| Malek et al. | Electrodialytic removal of NaCl from water: Impacts of using pulsed electric potential on ion transport and water dissociation phenomena | |
| Chen et al. | A comparative study of inorganic alkaline/polymer flooding and organic alkaline/polymer flooding for enhanced heavy oil recovery | |
| Zhu et al. | Applicability of anaerobic nitrate-dependent Fe (II) oxidation to microbial enhanced oil recovery (MEOR) | |
| Yang et al. | The effect of molecular solvents on the viscosity, conductivity and ionicity of mixtures containing chloride anion-based ionic liquid | |
| Zhang et al. | Enhancing sodium bis (2-ethylhexyl) sulfosuccinate injectivity for CO2 foam formation in low-permeability cores: dissolving in CO2 with ethanol | |
| Zhang et al. | Evaluation of different factors on enhanced oil recovery of heavy oil using different alkali solutions | |
| Peraki et al. | Electrodialysis: An application for the environmental protection in shale-gas extraction | |
| Bai et al. | Experimental evaluation of a surfactant/compound organic alkalis flooding system for enhanced oil recovery | |
| Hanamertani et al. | Ionic liquid application in surfactant foam stabilization for gas mobility control | |
| Xie et al. | Measurement and correlation of the phase diagram data for PPG400+(K3PO4, K2CO3, and K2HPO4)+ H2O aqueous two-phase systems at T= 298.15 K | |
| Baldygin et al. | New laboratory core flooding experimental system | |
| Mohammed et al. | Thermodynamic modelling of calcium naphthenate formation: Model predictions and experimental results | |
| Lopez et al. | Reduction of the shadow spacer effect using reverse electrodeionization and its applications in water recycling for hydraulic fracturing operations | |
| Baek et al. | Low-tension polymer flooding using a short-hydrophobe surfactant for heavy oil recovery | |
| Adewunmi et al. | Effect of water/decane ratios and salt on the stability, rheology, and interfacial tension of water/decane emulsions | |
| Zou et al. | Integrated PVT and coreflooding studies of carbonated water injection in tight oil reservoirs: A case study | |
| Chen et al. | Investigation on in situ foam technology for enhanced oil recovery in offshore oilfield | |
| Jang et al. | Surfactant–polymer flooding characteristics for heavy oil recovery with varying injection volumes of surfactant and polymer | |
| RU2618011C2 (ru) | Способ электрохимической подготовки жидкости, закачиваемой в нефтегазоносный пласт, с целью изменения сорбционной ёмкости коллектора | |
| Severin et al. | Effect of electrode rinse solutions on the electrodialysis of concentrated salts |