RU2726090C1 - Способ разработки залежи и добычи битуминозной нефти - Google Patents

Способ разработки залежи и добычи битуминозной нефти Download PDF

Info

Publication number
RU2726090C1
RU2726090C1 RU2019145234A RU2019145234A RU2726090C1 RU 2726090 C1 RU2726090 C1 RU 2726090C1 RU 2019145234 A RU2019145234 A RU 2019145234A RU 2019145234 A RU2019145234 A RU 2019145234A RU 2726090 C1 RU2726090 C1 RU 2726090C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
formation
reservoir
working fluid
well
Prior art date
Application number
RU2019145234A
Other languages
English (en)
Inventor
Лейи Клюверт Нвизуг-Би
Юрий Николаевич Мойса
Ольга Вадимовна Савенок
Сергей Васильевич Усатиков
Original Assignee
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ")
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") filed Critical Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ")
Priority to RU2019145234A priority Critical patent/RU2726090C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2726090C1 publication Critical patent/RU2726090C1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B36/00—Heating, cooling, insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
    • E21B36/04—Heating, cooling, insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using electrical heaters
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи за счет снижения вязкости битуминозной нефти и уменьшения предельного градиента давления. В способе разработки залежей битуминозной нефти осуществляют нагрев пласта электрическим проводником с силой тока 9 А и удельным электрическим сопротивлением 1,35⋅10Ом⋅м путем его спуска в забой горизонтальной скважины. Затем закачивают под давлением 3,0-6,0 МПа расчетное количество рабочей жидкости 0,022 м/с, содержащей, мас.%: гуаровую камедь 0,01-0,3; крахмал 0,01-0,5; неионогенное поверхностно-активное вещество АФ0,1-0,6; полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» 0,3-1,5; воду остальное. Осуществляют последующую выдержку в течение 3-4 дней при постоянном нагреве до 40-60°С. Затем скважину переводят в режим добычи и отбора смеси нефти с рабочей жидкостью из пласта. 1 табл., 4 пр.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей битуминозной нефти, в том числе и тяжелых нефтей.
Известен способ добычи вязкой нефти или битума из пласта, в котором добычу вязкой нефти или битума из пласта нагревом осуществляют путем закачки в него теплоносителя и газа. В качестве газа используют смесь неконденсирующихся газов, образующихся в процессе сгорания жидкого топлива, при следующем соотношении компонентов, вес. %: азот 15,2-19,0, углекислый газ 4,8-6,0. Содержание газа в смеси с теплоносителем составляет 20-25 мас. % [RU 2223398, кл. Е21В 43/24, 2004]. Недостатками способа являются низкая экологичность, а также низкая нефтеотдача обусловленная низкой растворимостью газа в вязких тяжелых нефтях.
Известен способ разработки нефтяной залежи. Способ основан на разработки нефтяного месторождения, включающий вытеснение нефти из пласта последовательными оторочками вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью и воды, для месторождений с низкой пластовой температурой и в качестве вытесняющего флюида использовали состав при следующем соотношении компонентов, % масс.: комплексный ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ - неонола АФ 9-12, или NP-40, или NP-50, и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфонола - в соотношении 2:1, 1,0-2,0, аммиачная селитра 10,0-15,0, карбамид 20,0-30,0, хлористый или азотнокислый алюминий безводный или гидратированный или их частично гидролизованные формы 1,0-3,0, карбонат натрия, или карбонат калия, или карбонат аммония, или гексаметилентетрамин (гексамин), или нитрит натрия 0,5-6,0, вода остальное [RU 2610958, кл. Е21В 43/22, 2006]. Недостатком данного способа является низкая нефтеотдача обусловленная трудностью добывать тяжелую нефть в естественном режиме.
Известен способ циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью. По способу осуществляют закачку через скважину расчетного количества парогазового теплоносителя, содержащего водной пар, растворимый в нефти газ и конденсирующийся газ. Затем осуществляют отбор продукции скважины. Парогазовый теплоноситель вырабатывают с таким составом, что в газообразной неконденсирующейся фазе его содержится свободный кислород, причем когда температура в призабойной зоне пласта начинает превышать температуру парогаза на забое скважины, максимальную концентрацию кислорода в парогазе поддерживают на уровне определенного соотношения [RU 2164289, кл. Е21В 43/24]. Недостатком данного способа является низкая нефтеотдача, что обусловлено низкой растворимостью пар и газа в вязких тяжелых нефтях.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ добычи нефти, который включает закачку растворителя, содержащего силикат натрия, использование термической технологии и/или использование закачки газа в нефтяной резервуар для повышения коэффициента нефтеотдачи пласта. Кроме того, способы могут быть использованы для извлечения битума из нефтеносных песков с использованием растворителя, содержащего силикат натрия. Согласно изобретению, использованы компоненты добавок, мас. %: силикат натрия (жидкий) Na2O-XSiO2 4,1975, соевая мука (порошкообразная) 0,0065, мука лигнина (порошкообразная) 0,0032, цитрусовый пектин (порошкообразный) 0,0032, вода 95,7896 [WO 2007/090099, кл. CLOC 1/18, 2006]. Недостатком данного способа является низкая нефтеотдача скважины, обусловленная низкой растворимостью газа в вязких тяжелых нефтях.
Задачей изобретения является усовершенствование способа разработки залежи и добычи битуминозной нефти, позволяющее повысить эксплуатационные характеристики скважины.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение нефтеотдачи (дебит нефти), за счет снижения вязкости битуминозной нефти в скважине и уменьшения предельного градиента давления.
Технический результат достигается тем, что способ разработки залежи и добычи битуминозной нефти включает нагрев пласта до 40-60°С электрическим проводником с силой тока 9 А и удельным электрическим сопротивлением 1,35⋅10-6 Ом⋅м, путем его спуска в забой горизонтальной скважины с последующей закачкой под давлением 3,0-6,0 МПа расчетного количества рабочей жидкости 0,022 м3/с, содержащей компоненты взятые при следующем соотношении, масс. %: гуаровая камедь 0,01-0,3; крахмал 0,01-0,5; неионогенный ПАВ - АФ9-12 0,1-0,6; полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» 0,3-1,5; вода остальное, с последующей выдержкой в течение 3-4 дней при постоянном нагреве до 40-60°С, затем скважину переводят в режим добычи и отбор смеси нефти с рабочей жидкостью из пласта.
Применение электрического нагрева в интервале температур 40-60°С в коллекторе битуминозного месторождения приводит к снижению вязкости битуминозной нефти, вследствие чего извлечения не происходит, ввиду закупорки скелета коллектора, в связи с чем, сочетание нагрева и использование рабочей жидкости содержащей компоненты взятые при следующем соотношении, масс. %: гуаровая камедь 0,01-0,3; крахмал 0,01-0,5; неионогенный ПАВ - АФ9-12 0,1-0,6; полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» 0,3-1,5; вода остальное, с последующей выдержкой в течение 3-4 дней при постоянном нагреве в температурном диапазоне от 40-60°С позволить обеспечение интенсивного извлечения битуминозной нефти. При этом только комплекс физико-химических и поверхностно-активных свойств композиции гуаровой камеди, крахмала, неионогенного ПАВ АФ9-12 и адгезионной добавки полимерлигнитного химреагента «ЛИГ-ВИС» в указанном соотношении обеспечивает эффективное извлечение битуминозной нефти на керновых образцах. Выяснено, что при нагнетании предлагаемой водной рабочей жидкости в пласт она образует гель в присутствии нагрева до 40-60°С, вытесняя нефть из пор коллектора и частично заполняя поровые пустоты, сохраняет исходную проницаемость и устойчивость коллектора, не позволяя ему закупориваться. Также выяснено, что рабочая жидкость распространяет теплоту в коллекторе и при контакте с нефтью передает свою тепловую энергию нефти, снижая ее вязкость и уменьшая предельный градиент давления, при этом повышает дебит нефти.
Сила тока зависит от проводимости (электропроводности) проводника, имеющего электрическое сопротивление ближе к электрическому сопротивлению пласта. Проводник с силой тока 9 А и удельным электрическим сопротивлением 1,35⋅10-6 Ом⋅м является идеальным вариантом для данной технологии, обеспечивающей повышение дебита нефти до 0,02-0,03 м3/с за счет снижения вязкости битуминозной нефти до 10-15 Па⋅с и уменьшения предельного градиента давления до 0,06-0,15 МПа/м при следующем соотношении компонентов рабочей жидкости, масс. %: гуаровая камедь 0,01-0,3; крахмал 0,01-0,5; неионогенный ПАВ - АФ9-12 0,1-0,6; полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» 0,3-1,5; вода остальное, с последующей выдержкой в течение 3-4 дней при постоянном нагреве до 40-60°С, затем скважину переводят в режим добычи и отбор смеси нефти с рабочей жидкостью из пласта.
Для приготовления заявляемого изобретения были использованы выпускаемые в промышленности следующие материалы и химреагенты:
1. Гуаровая камедь, ТУ 2458-019-57258729-2006,
2. Крахмал, ТУ 2262-033-32957739-2007,
3. Неионогенный ПАВ - АФ9-12, ТУ 2483-077-05766801-98,
4. Ионогенный полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС», ТУ 2458-002-33686171-2015,
5. Вода техническая.
Оптимальная рецептура рабочей жидкости, применяемой в патентуемом способе, % масс:
гуаровая камедь - 0,01-0,3;
крахмал - 0,01-0,5;
неионогенный ПАВ - АФ9-12 - 0,1-0,6;
полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» - 0,3-1,5;
вода - остальное.
Способ применения патентуемого состава поясняется следующими примерами.
Пример 1. Рассмотрим пример реализации способа на скважине битуминозной нефти месторождения «Yegbata» Нигерии характеризующейся следующими горно-геологическими показателями: Температура пласта Тпл=25°С; эффективная пористость ϕ=26.4%; средняя пористость ε=33%; давление Pпл=11 МПа=11⋅106 Па; ρск=1500 кг/м3 - плотность скелета пористой породы пласта; сск=2.50 Дж/кг.К - теплоемкость скелета пористой породы пласта; λск=0.70 Вт/м.К - теплопроводность скелета пористой породы пласта; ρфл=993.2 кг/м3 - плотность флюида пласта; cфл=1.88 Дж/кг⋅K - теплоемкость флюида пласта; λфл=0.47 Вт/м.К - теплопроводность флюида пласта; ρкл=1502 кг/м3 - плотность горных пород коллектора; cкл=2.269 Дж/кг⋅K - теплоемкость горных пород коллектора; λкл=0.357 Вт/м.К - теплопроводность горных пород коллектора; k=138 мД=0.138 мКм2=1.362⋅10-13 м2 - коэффициент проницаемости пласта (горной породы); QПАВ=0.022 м3/с - массовый дебет закачиваемого в пласт раствора ПАВ; Pскв=20 МПа=20⋅106 Па - давление в забое скважины; ψ=102 м2/с - коэффициент пьезопроводности, характеризует скорость перераспределения давления в пласте; В=0.39⋅10-3 K-1 - коэффициент объемного расширения (для пересчета объема жидкости из поверхностных в пластовые условия).
Проведем нагрев пласта электрическим проводником с силой тока 9 А и удельным электрическим сопротивлением 1,35⋅10-6 Ом⋅м, путем его спуска в забой горизонтальной скважины с последующей закачкой под давлением 3,0 МПа расчетного количества рабочей жидкости 0,022 м3/с, содержащей компоненты взятые при следующем соотношении, масс. %: гуаровая камедь 0,01; крахмал 0,5; неионогенный ПАВ - АФ9-12 0,1; полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» 1,5; вода - остальное, с последующей выдержкой в течение 3 дней при постоянном нагреве до 40°С, затем скважину переводят в режим добычи и отбор смеси нефти с рабочей жидкостью из пласта.
Полученная рабочая жидкость указанного состава обеспечивает получение следующих показателей при постоянном нагреве до 40°С с последующей выдержкой в течение 3 дней: снижение вязкости битуминозной нефти до 31,932 Па⋅с, уменьшение предельного градиента давления до 0,25 МПа/м и повышение дебита нефти до 0,017 м3/с.
Пример 2. Рассмотрим пример реализации способа на скважине битуминозной нефти месторождения «Yegbata» Нигерии характеризующейся следующими горно-геологическими показателями: Температура пласта Тпл=25°С; эффективная пористость ϕ=26.4%; средняя пористость ε=33%; давление Pпл=11 МПа=11⋅106 Па; ρск=1500 кг/м3 - плотность скелета пористой породы пласта; cск=2.50 Дж/кг.К- теплоемкость скелета пористой породы пласта; λск=0.70 Вт/м.К - теплопроводность скелета пористой породы пласта; ρфл=993.2 кг/м3 - плотность флюида пласта; cфл=1.88 Дж/кг⋅K - теплоемкость флюида пласта; λфл=0.47 Вт/м.К - теплопроводность флюида пласта; ρкл=1502 кг/м3 - плотность горных пород коллектора; cкл=2.269 Дж/кг⋅K - теплоемкость горных пород коллектора; λкл=0.357 Вт/м.К - теплопроводность горных пород коллектора; k=138 мД=0.138 мКм2=1.362⋅10-13 м2 - коэффициент проницаемости пласта (горной породы); QПАВ=0.022 м3/с - массовый дебет закачиваемого в пласт раствора ПАВ; Pскв=20 МПа=20⋅106 Па - давление в забое скважины; ψ=102 м2/с - коэффициент пьезопроводности, характеризует скорость перераспределения давления в пласте; В=0.39⋅10-3 K-1 - коэффициент объемного расширения (для пересчета объема жидкости из поверхностных в пластовые условия).
Проведем нагрев пласта электрическим проводником с силой тока 9 А и удельным электрическим сопротивлением 1,35⋅10-6 Ом⋅м, путем его спуска в забой горизонтальной скважины с последующей закачкой под давлением 4,0 МПа расчетного количества рабочей жидкости 0,022 м3/с, содержащей компоненты взятые при следующем соотношении, масс. %: гуаровая камедь 0,15; крахмал 0,3; неионогенный ПАВ - АФ9-12 0,5; полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» 0,8; вода - остальное, с последующей выдержкой в течение 3,5 дней при постоянном нагреве до 45°С, затем скважину переводят в режим добычи и отбор смеси нефти с рабочей жидкостью из пласта.
Полученная рабочая жидкость указанного состава обеспечивает получение следующих показателей при постоянном нагреве до 45°С с последующей выдержкой в течение 3,5 дней: снижение вязкости битуминозной нефти до 25,07 Па⋅с, уменьшение предельного градиента давления до 0,19 МПа/м и повышение дебита нефти до 0,025 м3/с.
Пример 3. Рассмотрим пример реализации способа на скважине битуминозной нефти месторождения «Yegbata» Нигерии характеризующейся следующими горно-геологическими показателями: Температура пласта Тпл=25°С; эффективная пористость ϕ=26.4%; средняя пористость ε=33%; давление Рпл=11 МПа=11⋅106 Па; ρск=1500 кг/м3 - плотность скелета пористой породы пласта; сск=2.50 Дж/кг.К - теплоемкость скелета пористой породы пласта; λск=0.70 Вт/м.К - теплопроводность скелета пористой породы пласта; ρфл=993.2 кг/м3 - плотность флюида пласта; сфл=1.88 Дж/кг⋅K - теплоемкость флюида пласта; λфл=0.47 Вт/м.К - теплопроводность флюида пласта; ρкл=1502 кг/м3 - плотность горных пород коллектора; скл=2.269 Дж/кг⋅K - теплоемкость горных пород коллектора; λкл=0.357 Вт/м.К - теплопроводность горных пород коллектора; k=138 мД=0.138 мКм2=1.362⋅10-13 м2 - коэффициент проницаемости пласта (горной породы); QПАВ=0.022 м3/с - массовый дебет закачиваемого в пласт раствора ПАВ; Рскв=20 МПа=20⋅106 Па - давление в забое скважины; ψ=102 м2/с - коэффициент пьезопроводности, характеризует скорость перераспределения давления в пласте; В=0.39⋅10-3 K-1 - коэффициент объемного расширения (для пересчета объема жидкости из поверхностных в пластовые условия).
Проведем нагрев пласта электрическим проводником с силой тока 9 А и удельным электрическим сопротивлением 1,35⋅10-6 Ом⋅м, путем его спуска в забой горизонтальной скважины с последующей закачкой под давлением 5,0 МПа расчетного количества рабочей жидкости 0,022 м3/с, содержащей компоненты взятые при следующем соотношении, масс. %: гуаровая камедь 0,2; крахмал 0,2; неионогенный ПАВ - АФ9-12 0,5; полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» 0,5; вода - остальное, с последующей выдержкой в течение 4 дней при постоянном нагреве до 50°С, затем скважину переводят в режим добычи и отбор смеси нефти с рабочей жидкостью из пласта.
Полученная рабочая жидкость указанного состава обеспечивает получение следующих показателей при постоянном нагреве до 50°С с последующей выдержкой в течение 4 дней: снижение вязкости битуминозной нефти до 15,001 Па⋅с, уменьшение предельного градиента давления до 0,15 МПа/м и повышение дебита нефти до 0,020 м3/с.
Пример 4. Рассмотрим пример реализации способа на скважине битуминозной нефти месторождения «Yegbata» Нигерии характеризующейся следующими горно-геологическими показателями: Температура пласта Тпл=25°С; эффективная пористость ϕ=26.4%; средняя пористость ε=33%; давление Рпл=11 МПа=11⋅106 Па; ρск=1500 кг/м3 - плотность скелета пористой породы пласта; сск=2.50 Дж/кг.К - теплоемкость скелета пористой породы пласта; λск=0.70 Вт/м.К - теплопроводность скелета пористой породы пласта; ρфл=993.2 кг/м3 - плотность флюида пласта; сфл=1.88 Дж/кгK - теплоемкость флюида пласта; λфл=0.47 Вт/м.К - теплопроводность флюида пласта; ρкл=1502 кг/м3 - плотность горных пород коллектора; cкл=2.269 Дж/кг⋅K - теплоемкость горных пород коллектора; λкл=0.357 Вт/м.К - теплопроводность горных пород коллектора; k=138 мД=0.138 мКм2=1.362⋅10-13 м2 - коэффициент проницаемости пласта (горной породы); QПАВ=0.022 м3/с - массовый дебет закачиваемого в пласт раствора ПАВ; Рскв=20 МПа=20⋅106 Па - давление в забое скважины; ψ=102 м2/с - коэффициент пьезопроводности, характеризует скорость перераспределения давления в пласте; В=0.39⋅10-3 K-1 - коэффициент объемного расширения (для пересчета объема жидкости из поверхностных в пластовые условия).
Проведем нагрев пласта электрическим проводником с силой тока 9 А и удельным электрическим сопротивлением 1,35⋅10-6 Ом⋅м, путем его спуска в забой горизонтальной скважины с последующей закачкой под давлением 6,0 МПа расчетного количества рабочей жидкости 0,022 м3/с, содержащей компоненты взятые при следующем соотношении, масс. %: гуаровая камедь 0,1; крахмал 0,01; неионогенный ПАВ - АФ9-12 0,6; полимерлигнитный химреагент «ЛИГ-ВИС» 0,3; вода - остальное, с последующей выдержкой в течение 4 дней при постоянном нагреве до 60°С, затем скважину переводят в режим добычи и отбор смеси нефти с рабочей жидкостью из пласта.
Полученная рабочая жидкость указанного состава обеспечивает получение следующих показателей при постоянном нагреве до 60°С с последующей выдержкой в течение 4 дней: снижение вязкости битуминозной нефти до 10,925 Па⋅с, уменьшение предельного градиента давления до 0,006 МПа/м и повышение дебита нефти до 0,015 м3/с.
Вязкость измерялись на вискозиметре.
Предельный градиент давления рассчитан по формуле (1):
Figure 00000001
где γ - предельный градиент давления, МПа/м,
ΔР - перепад давление, МПа,
L - длина образца керна, м.
В таблице 1 приведена эффективность предлагаемого способа рабочей жидкости в сочетании с электротермическим нагревом для битуминозной нефти месторождения «Yegbata» Нигерии.
Figure 00000002
Из опубликованной патентной и научно-технической литературы нам неизвестны компоненты рабочей жидкости в соотношениях, указанных выше, обеспечивающих повышение дебита нефти до 0,02-0,03 м3/с за счет снижения вязкости битуминозной нефти до 10-15 Па⋅с и уменьшения предельного градиента давления до 0,06-0,15 МПа/м, приведенных в таблице 1. Это позволяет сделать вывод, что предлагаемое изобретение заявленное выше соответствует критериям новизны, изобретательского уровня и промышленной применимости.

Claims (3)

  1. Способ разработки залежей битуминозной нефти, характеризующийся тем, что включает нагрев пласта электрическим проводником с силой тока 9 А и удельным электрическим сопротивлением 1,35⋅10-6 Ом⋅м путем его спуска в забой горизонтальной скважины с последующей закачкой под давлением 3,0-6,0 МПа расчетного количества рабочей жидкости 0,022 м3/с, содержащей компоненты, взятые при следующем соотношении, мас.%:
  2. гуаровая камедь 0,01-0,3 крахмал 0,01-0,5 неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ АФ9-12 0,1-0,6 полимерлигнистный химреагент ЛИГ-ВИС 0,3-1,5 вода остальное
  3. с последующей выдержкой в течение 3-4 дней при постоянном нагреве до 40-60°С, затем скважину переводят в режим добычи и отбора смеси нефти с рабочей жидкостью из пласта.
RU2019145234A 2019-12-25 2019-12-25 Способ разработки залежи и добычи битуминозной нефти RU2726090C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019145234A RU2726090C1 (ru) 2019-12-25 2019-12-25 Способ разработки залежи и добычи битуминозной нефти

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019145234A RU2726090C1 (ru) 2019-12-25 2019-12-25 Способ разработки залежи и добычи битуминозной нефти

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2726090C1 true RU2726090C1 (ru) 2020-07-09

Family

ID=71510584

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019145234A RU2726090C1 (ru) 2019-12-25 2019-12-25 Способ разработки залежи и добычи битуминозной нефти

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2726090C1 (ru)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2125648C1 (ru) * 1998-02-24 1999-01-27 Научно-техническое объединение "ИТИН" Способ повышения нефтеотдачи нефтяной залежи
WO2007090099A2 (en) * 2006-01-30 2007-08-09 Ggt Waste Inc. Methods for oil extraction
RU2450121C1 (ru) * 2010-10-19 2012-05-10 Халим Назипович Музипов Способ нагрева нагнетательной жидкости в стволе скважины для вытеснения нефти из пласта
RU2460871C2 (ru) * 2006-10-20 2012-09-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. СПОСОБ ТЕРМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ in situ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НАГРЕВАТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ С ЗАМКНУТЫМ КОНТУРОМ
RU2610958C1 (ru) * 2016-03-24 2017-02-17 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) Способ разработки нефтяной залежи

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2125648C1 (ru) * 1998-02-24 1999-01-27 Научно-техническое объединение "ИТИН" Способ повышения нефтеотдачи нефтяной залежи
WO2007090099A2 (en) * 2006-01-30 2007-08-09 Ggt Waste Inc. Methods for oil extraction
RU2460871C2 (ru) * 2006-10-20 2012-09-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. СПОСОБ ТЕРМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ in situ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НАГРЕВАТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ С ЗАМКНУТЫМ КОНТУРОМ
RU2450121C1 (ru) * 2010-10-19 2012-05-10 Халим Назипович Музипов Способ нагрева нагнетательной жидкости в стволе скважины для вытеснения нефти из пласта
RU2610958C1 (ru) * 2016-03-24 2017-02-17 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) Способ разработки нефтяной залежи

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2652774C2 (ru) Система и способ извлечения нефти
Babadagli Selection of proper enhanced oil recovery fluid for efficient matrix recovery in fractured oil reservoirs
US20140000886A1 (en) Petroleum recovery process and system
CA2872120C (en) Recovering hydrocarbons from an underground reservoir
Pei et al. Effect of polymer on the interaction of alkali with heavy oil and its use in improving oil recovery
US20140000884A1 (en) Petroleum recovery process and system
RU2726090C1 (ru) Способ разработки залежи и добычи битуминозной нефти
EP2794810A1 (en) Oil recovery process
US20140000879A1 (en) Petroleum recovery process and system
US20140000882A1 (en) Petroleum recovery process and system
Qing et al. Study and application of gelled foam for in-depth water shutoff in a fractured oil reservoir
WO2016081336A1 (en) Oil recovery process
US20140000883A1 (en) Petroleum recovery process and system
Wojnicki Experimental investigations of oil displacement using the WAG method with carbon dioxide
Yue et al. Development and applications of solids-free oil-in-water drilling fluids
Akpoturi et al. Enhanced Oil Recovery using local alkaline
Zhappasbaev et al. Development of alkaline/surfactant/polymer (ASP) flooding technology for recovery of Karazhanbas oil
CN106590601B (zh) 一种二氧化碳泡沫调驱方法
CN104371063B (zh) 一类可乳化烃类物质的磺酸盐型聚合物及其合成方法
Saputra et al. Investigation of Polymer Flood Performance in Light Oil Reservoir: Laboratory Case Study
RU2352603C1 (ru) Состав для глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин
US20200216746A1 (en) Polyalkoxylated alcohols for post-chops oilfield recovery
CN112513224A (zh) 作为用于重油采收的蒸汽泡沫添加剂的烷基烷氧基化羧酸盐
US20160186042A1 (en) Enhanced oil recovery process
Putilov et al. Integrated approach to laboratory studies of chemical agents for waterflood sweep efficiency control technology (Russian)