RU2745489C1 - Способ газоциклической закачки смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину - Google Patents
Способ газоциклической закачки смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину Download PDFInfo
- Publication number
- RU2745489C1 RU2745489C1 RU2020133426A RU2020133426A RU2745489C1 RU 2745489 C1 RU2745489 C1 RU 2745489C1 RU 2020133426 A RU2020133426 A RU 2020133426A RU 2020133426 A RU2020133426 A RU 2020133426A RU 2745489 C1 RU2745489 C1 RU 2745489C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- mixture
- carbon dioxide
- injection
- oil
- pressure
- Prior art date
Links
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 346
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 223
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 192
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 166
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 135
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 135
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 111
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 41
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 title claims abstract description 40
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims abstract description 30
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 22
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 19
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims abstract description 17
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 claims abstract description 16
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 14
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 14
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims abstract description 7
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 138
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 42
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 42
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 33
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 29
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 29
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 21
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 19
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 15
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 11
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 10
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 7
- 238000011161 development Methods 0.000 description 6
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 6
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 5
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- VTVVPPOHYJJIJR-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide;hydrate Chemical class O.O=C=O VTVVPPOHYJJIJR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 3
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 2
- 241000237858 Gastropoda Species 0.000 description 2
- 125000002015 acyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 2
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 nitrogen-containing organic compounds Chemical class 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000010408 film Substances 0.000 description 1
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 description 1
- 239000000383 hazardous chemical Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000010690 paraffinic oil Substances 0.000 description 1
- 229940083254 peripheral vasodilators imidazoline derivative Drugs 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 1
- 230000002940 repellent Effects 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
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
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Manufacture Of Porous Articles, And Recovery And Treatment Of Waste Products (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам добычи трудноизвлекаемых запасов нефти, в том числе из низкопроницаемых коллекторов. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи с одновременным обеспечением утилизации попутного газа. Предложен способ газоциклической закачки смеси жидкого диоксида углерода с попутным нефтяным газом при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину, включающий закачку двух оторочек до и после закачки смеси диоксида углерода с ПНГ в добывающую скважину. При этом закачку смеси диоксида углерода с ПНГ осуществляют при сверхкритических условиях с последующим периодом пропитки и инициированием добычи нефти из той же добывающей скважины. При реализации газоциклической закачки производят закачку смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при содержании диоксида углерода и попутного нефтяного газа в смеси 75-95% об. и 5-25% об. соответственно, при сверхкритических условиях: при температуре закачки на устье скважины Tзаки давлении закачки на устье скважины Pзак, превышающих критические температуру Ткритсмеси и давление Ркритсмеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом. Перед закачкой смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом в скважину закачивают первую оторочку в объеме 5-20 м3на метр перфорации обрабатываемого коллектора, затем закачивают смесь диоксида углерода с попутным нефтяным газом при вышеуказанных условиях и перед периодом пропитки закачивают вторую оторочку в объеме 5-20 м3на метр перфорации обрабатываемого коллектора, после чего скважину закрывают на период пропитки с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины. Причем количество циклов закачки в указанной последовательности в добывающую скважину составляет не менее 1. Первая оторочка содержит мас.%: композицию «Дельта АСПГО» 70-80 и композицию «МЛ-супер» 20-30. Вторая оторочка содержит композицию «Дельта АСПГО» 60-70, композицию «МЛ-супер» 10-20, и регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере, один из маслорастворимых ингибиторов коррозии - пенообразователей из класса имидазолинов: аминоэтилалкилимидазолин или гидроксиэтилалкилимидазолин 10-30. Давление закачки смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом на забое скважины Рзак.забнаходится в диапазоне более давления критического смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом Ркритсмеси и не более давления Р=0,75разр.пл, где Рразр.пл– давление разрыва пласта. Предпочтительно, чтобы давление закачки на забое Рзак.заб. превышало не только критическое давление смеси Ркрит.смеси, но и минимальное давление смешиваемости Рмдссмеси диоксида углерода и попутного нефтяного газа с пластовой нефтью конкретного месторождения. 1з.п. ф-лы, 1 табл.
Description
Изобретение относится к способам добычи трудноизвлекаемых запасов нефти, в том числе из низкопроницаемых коллекторов, с помощью смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом (ПНГ), которая закачивается в нефтяные добывающие скважины при сверхкритических условиях, что обеспечивает разработку остаточных запасов нефти с экономическим эффектом. Способ используют в промысловых условиях для повышения добычи трудноизвлекаемых запасов нефти с помощью смеси диоксида углерода с ПНГ, находящейся в состоянии сверхкритического флюида (СКФ), в котором способны растворяться высокомолекулярные фракции нефти, в том числе асфальтосмолопарафиновые фракции, содержащиеся в высоковязкой добываемой нефти, при достижении сверхкритических температуры и давления. Для увеличения дополнительной добычи нефти до и после закачки смеси диоксида углерода с ПНГ при сверхкритических условиях закачивают две оторочки: первая содержит смесь углеводородных растворителей с ПАВ содержащей композицией, а вторая оторочка - смесь углеводородных растворителей с ПАВ содержащей композицией и дополнительно содержит в качестве регулятора фазовой проницаемости газа ингибитор коррозии - пенообразователь из класса имидазолинов.
Известен способ стимуляции нефтегазового пласта (Патент РФ №2696739, опубл. 05.08.2019), включающий одновременную закачку в скважину 4 потоков: сжиженного природного газа (СПГ) или ПНГ, широкой фракции лёгких углеводородов (ШФЛУ), жидкого азота и жидкого диоксида углерода, а кроме того, дополнительного потока ингибитора гидратообразований. Недостатками способа являются сложность реализации, большое количество используемых рабочих агентов, большое количество и сложность используемого оборудования.
Известен способ увеличения извлечения остаточной нефти (US 5725054, опубл. 10.03.1998), включающий закачку в добывающую нефтяную скважину смеси диоксида углерода либо с метаном, либо с азотом, либо со смесью метана и азота, причём доля диоксида углерода в закачиваемой смеси составляет 5-50% об. Недостатком способа является использование в качестве компонентов смеси метана и азота, уступающих в отношении эффективности вытеснения нефти как диоксиду углерода, так и ПНГ (см. Медведев А. А. и др. Подбор состава вытесняющего газа для условий нефтяного месторождения Центрально-Хорейверского поднятия. (Нефтяное хозяйство, №9/2019 г.). Так же следует отметить недостаточное содержание диоксида углерода в закачиваемой смеси - 50% об. и менее, затрудняющее достижение смешиваемости закачиваемой смеси с нефтью в пластовых условиях.
Наиболее близким к заявленному способу является способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину (патент РФ №2715107, опубл. 25.02.2020), включающий закачку двух оторочек до и после закачки диоксида углерода в добывающую скважину, закачку диоксида углерода с последующим периодом пропитки диоксидом углерода и инициированием добычи нефти из той же добывающей скважины. В качестве первой оторочки закачивают углеводородный мицеллярный раствор, в качестве второй оторочки закачивают углеводородный мицеллярный раствор и дополнительно в качестве регулятора фазовой проницаемости маслорастворимый полимер и пенообразователь.
Задачей заявленного изобретения является увеличение добычи трудноизвлекаемых запасов нефти и газового конденсата в сочетании с обеспечением утилизации попутного нефтяного газа, что дает возможность на современном этапе развития технологий добычи углеводородов обеспечивать разработку остаточных запасов нефти с экономическим эффектом.
Поставленная задача решается тем, что способ газоциклической закачки смеси жидкого диоксида углерода с попутным нефтяным газом при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину, включающий закачку двух оторочек до и после закачки диоксида углерода в добывающую скважину при сверхкритических условиях с последующим периодом пропитки и инициированием добычи нефти из той же добывающей скважины, отличающийся тем, что при реализации газоциклической закачки производят закачку смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при содержании диоксида углерода и попутного нефтяного газа в смеси 75-95% об. и 5-25% об. соответственно, при сверхкритических условиях: при температуре закачки на устье скважины Tзак. и давлении закачки на устье скважины Pзак., превышающих критические температуру Ткрит и давление Ркрит смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом; перед закачкой смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом в скважину закачивают первую оторочку в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора; затем закачивают смесь диоксида углерода с попутным нефтяным газом при вышеуказанных условиях, и перед периодом пропитки закачивают вторую оторочку в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора, после чего скважину закрывают на период пропитки с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины, причем количество циклов закачки в указанной последовательности в добывающую скважину составляет не менее 1, при этом первая оторочка содержит: мас.%, композицию «Дельта АСПГО» 70-80, и композицию «МЛ-супер» 20-30, а вторая оторочка содержит композицию «Дельта АСПГО» 60-70, композицию «МЛ-супер» 10-20; регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере, один из маслорастворимых ингибиторов коррозии-пенообразователей из класса имидазолинов: аминоэтилалкилимидазолин или гидроксиэтилалкилимидазолин 10-30, при этом давление закачки смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом на забое скважины Рзак. заб. находится в диапазоне: более давления критического смеси диоксида углерода и попутного нефтяного газа Ркрит. смеси и не более давления Р=0,75Рразр.пл, где Рразр.пл – давление разрыва пласта. Предпочтительно, чтобы давление закачки на забое Рзак. заб. превышало не только критическое давление смеси Ркрит. смеси, но и минимальное давление смешиваемости Рмдс смеси диоксида углерода и попутного нефтяного газа с пластовой нефтью конкретного месторождения.
В качестве жидкого диоксида углерода используют жидкую углекислоту по ГОСТ 8050-85, выпускаемую в г. Тольятти Самарской области на ПАО «Тольяттиазот». В качестве ПНГ используют ПНГ, добываемый на месторождении, на котором производится газоциклическая закачка по предлагаемому способу.
В качестве смеси углеводородных растворителей используют готовую композицию «Дельта АСПГО», выпускаемую по ТУ 2415-006-51281692-2007 фирмой «Дельта-пром инновации» в г. Самаре.
Композиция «Дельта АСПГО», выпускаемая по ТУ 2415-006-51281692-2007, содержит вышеуказанную смесь вторичных нефтепродуктов процессов пиролиза и переработки углеводородного сырья и дополнительно деэмульгатор, представляет собой нерастворимую в воде жидкость от светло-желтого до светло-коричневого цвета с плотностью 0,84-0,88 г/см3 при 200оС с температурой начала кипения фракционного состава не менее 65оС до температуры конца кипения не более 280оС.
По степени воздействия на организм человека обе указанные смеси нефтепродуктов относятся к умеренно опасным химическим веществам 3 класса опасности по ГОСТ 12.1.007.
В качестве ПАВ содержащего реагента используют многофункциональную композицию марки МЛ-супер, выпускаемую по ТУ 2383-002-51881692-2000 в г. Самаре ООО «Дельта-пром», представляет собой дисперсию, содержащую водорастворимое неионогенное ПАВ марки Неонол АФ9-12 и маслорастворимое катионное ПАВ на основе азотсодержащих органических соединений.
В качестве регулятора фазовой проницаемости газа и пенообразователя используют маслорастворимые ингибиторы-пенообразователи, содержащие катионные поверхностно-активные вещества (КПАВ), относящиеся к классу имидазолинов, например, аминоэтилалкилимидазолин и гидрооксиэтилалкилимдазолин, выпускаемые по ТУ 2482-038-04706205-2012 НПО «НИИПАВ» в г. Волгодонске.
Аминоэтилалкилимидазолин и гидрооксиэтилалкилимдазолин являются близкими производными имидазолина, отличающимися содержанием амина (3,5-4,0 мг-экв/г и 2,6-2,8 мг-экв/г соответственно).
Имидазолины – термически стойкие азотсодержащие органические соединения, где R (алкил) – коко; -олеин; - пальмовый; - талловый.
Имидазолины и их производные являются катионными ПАВ, эмульгаторами для разных сред, биоцидами, гидрофобизаторами, адгезивами, пенообразователями.
Попутный нефтяной газ (ПНГ) представляет собой смесь углеводородов и является побочным продуктом нефтедобычи и отличается от природного газа тем, что помимо метана содержит этилен, пропан, н-бутан, н-пентан. Кроме того, в нём присутствуют незначительные примеси неуглеводородных компонентов, таких как гелий, аргон, сероводород, азот и др.
На протяжении длительного периода времени, вследствие отсутствия необходимых установок и технологий для сбора, транспортировки и переработки ПНГ, а также из-за низкого потребительского спроса он сжигался на факельных установках. В настоящее время признано, что сжигание ПНГ является нерациональным расходованием невозобновляемых природных ресурсов, а кроме того, приводит к ухудшению экологической обстановки в нефтедобывающих регионах и нарастанию парникового эффекта в глобальном масштабе.
Исходя из этого, принимаются законодательные меры, стимулирующие проведение утилизации ПНГ, в частности, вводятся штрафы за его сжигание на факельных установках (см. Постановления Правительства РФ №1148 от 8 ноября 2012 г. и №1381 от 17 декабря 2016 г.). На сегодняшний день существуют различные методы утилизации ПНГ. Они позволяют добывающим и транспортирующим компаниям отказаться от сжигания этого невосполнимого ресурса.
Предлагаемый способ позволяет производить утилизацию ПНГ путём использования его в качестве добавки к диоксиду углерода, закачиваемому в нефтяные добывающие скважины с целью интенсификации добычи нефти.
Газоциклическую закачку при сверхкритических условиях проводят для того, чтобы перевести рабочие агенты в состояние сверхкритических флюидов диоксида углерода и ПНГ: СКФ-CO2 и СКФ-ПНГ, при этом у них появляются новые свойства, при которых исчезает различие между жидкой и газовой фазой. Многие физические свойства сверхкритического флюида: плотность, вязкость, скорость диффузии, являются промежуточными между свойствами жидкости и газа. СКФ являются эффективными экологически чистыми растворителями, и в таком состоянии лучше газообразных агентов снижают вязкость нефти в пластовых условиях.
Преимуществом СКФ как растворителя являются: сочетание свойств газов при высоком давлении таких, как низкая вязкость и высокий коэффициент диффузии, и жидкостей – высокая растворяющая способность. Так, коэффициент диффузии СКФ-CO2 равен 10-8 м2/с, что на порядок больше, чем у жидкого CO2. Сочетание малого межфазного натяжения с низкой вязкостью и высоким коэффициентом диффузии позволяет СКФ проникать в пористые среды более эффективно по сравнению с жидкостями и осуществлять более быстрый массоперенос, а высокая чувствительность растворяющей способности СКФ к изменению давления и температуры обеспечивает эффективную смешиваемость в пластовых условиях СКФ и пластовой нефти.
Кроме того, СКФ-СО2 обладает рядом других преимуществ: не токсичен, не горюч, не взрывоопасен, дешев и доступен. Сверхкритический диоксид углерода можно считать экологически чистым растворителем.
Исследования, проведенные на месторождениях Самарской области показали, что чем выше исходная вязкость нефти, например, 330,9 мПа.с со скв. 301 и 785,1 мПа.с со скв. 402, тем в большей степени наблюдается эффект снижения вязкости после воздействия диоксида углерода при увеличении содержания диоксида углерода в вышеуказанных скважинах, например, вязкость нефти в пластовых условиях при 5% содержания диоксида углерода снизилась до 217,2 мПа.с и 151,9 мПа.с, а вязкость нефти при 40% содержания диоксида углерода в нефти снизилась до 35,2 мПа.с и 12,4 мПа.с, соответственно (см. прототип).
Технический результат повышения нефтеотдачи по заявленному способу достигается тем, что при реализации газоциклической закачки смеси диоксида углерода и ПНГ при сверхкритических условиях происходит превращение указанных рабочих агентов в сверхкритические флюиды: СКФ-CO2 и СКФ-ПНГ, которые при этом приобретает новые свойства: способность растворять органические вещества, содержащиеся в высоковязкой добываемой нефти, снижать вязкость нефти в пластовых условиях, вызывать её набухание, улучшать смешиваемость СКФ с нефтью, существенно понижать межфазное натяжение на границе нефть-СКФ, снижающее влияние капиллярных сил на фильтрацию в пористой среде.
В нефтедобыче использование этих свойств СКФ приводит к растворению трудноизвлекаемой капельной нефти, залегающей в капиллярах, со снижением ее вязкости. Особенно важно в таких условиях растворение высоковязкой нефти. Благодаря высокой диффузионной способности СКФ создаются условия для облегчения транспортировки остаточной трудноизвлекаемой нефти из низкопроницаемых зон пласта.
Исследования показали, что применение СКФ-CO2 позволяет повысить коэффициент вытеснения для нефти скважин 301 и 402 на 3-11% и 9-21%, соответственно, в зависимости от исходной вязкости нефти и от содержания в нефти диоксида углеводорода (см. прототип).
Использование СКФ-СО2 в качестве растворителя дает хороший результат, хотя только углеводороды с низкой молекулярной массой смешиваются во всех пропорциях с СКФ-СО2. Добавление СКФ-ПНГ к СКФ-СО2 увеличивает долю легких углеводородов: метана, этилена, :пропана, н-бутана, н-пентана, которые смешиваются сначала с СКФ-СО2 и далее с нефтью.
С повышением давления закачки более Ркрит CO2 =7,38 МПа достигается высокая скорость растворения смеси СКФ-СО2 с СКФ-ПНГ и далее с нефтью, содержащей высокомолекулярные компоненты, так как СКФ-СО2 очень чувствителен к перепаду давлений. Чем больше давление превышает критическое Ркрит CO2, тем выше растворяющая способность смеси СКФ-СО2 с СКФ-ПНГ, и соответственно выше растворимость в них высокомолекулярных фракций нефти. Поэтому опасно допускать перепады давления в сторону его понижения, так как высокомолекулярные фракции ниже критического давления стремительно выходят из растворенного состояния и осаждаются в основном в области призабойной зоны пласта.
При растворении СКФ-СО2 с СКФ-ПНГ в нефти нефть набухает, при этом снижается её вязкость и уменьшается поверхностное натяжение на границе фаз, которое удерживает нефть в порах коллектора. В результате набухания нефти и снижения её вязкости увеличивается добыча нефти. Известно, что для увеличения извлечения остаточной нефти из низкопроницаемых пластов дополнительно используют рабочие агенты, понижающие межфазное натяжение на границе с вытесняемой нефтью до 0,001 мН.м, а также имеющие предпочтительно максимальную смешиваемость с нефтью в пластовых условиях. К таким рабочим агентам относятся смесь СКФ-СО2 с СКФ-ПНГ, имеющие сравнительно низкие критические давления и температуры, а также композиции, содержащие Неонол АФ9 -12 и катионные ПАВ.
Для увеличения растворимости высокомолекулярных фракций нефти и для избегания осаждения их в пласте или в призабойной зоне, по заявляемому способу давление закачки смеси диоксида углерода с ПНГ на забое скважины Рзак. заб. находится в следующем диапазоне: давление в пласте и в призабойной зоне нефтедобывающей скважины поддерживается более критического давления смеси диоксида углерода с ПНГ Ркрит смеси, и не более 0,75Рразр.пл., где Рразр.пл - давление разрыва пласта. Предпочтительно, чтобы давление закачки на забое Рзак. заб. превышало не только критическое давление смеси диоксида углерода с ПНГ Ркрит смеси, но и минимальное давление смешиваемости Рмдс смеси диоксида углерода и ПНГ с пластовой нефтью конкретного месторождения.
Наиболее эффективной технологией закачки смеси диоксида углерода и ПНГ для интенсификации добычи нефти является смешивающееся вытеснение, под которым понимают полную взаимную растворимость нефти и газа, когда отсутствуют силы поверхностного натяжения на границе фаз. Составы фаз становятся одинаковыми, и поверхность раздела между ними исчезает.
При постоянной температуре существует такое минимальное давление, при котором рабочий агент может неограниченно растворяться в нефти. Это давление называется минимальным давлением смешивания (МДС). МДС зависит от термобарических условий пласта и состава нефти. Чем легче нефть и чем больше в ней ароматических углеводородов, тем меньше МДС. МДС увеличивается с ростом температуры, плотности и вязкости нефти, с ростом фракций нефти с молекулярной массой С6-С30. Коэффициент вытеснения нефти при закачке газа увеличивается с ростом давления. Для эффективного вытеснения тяжелых фракций нефти оптимальным давлением закачки в пласте является давление в диапазоне 10-15 МПа.
Согласно расчётам, проведённым с использованием ряда корреляций (см. Табл. 1) по определению МДС для смеси диоксида углерода и ПНГ, при содержании ПНГ в данной смеси до 25% мас. МДС смеси немного отличается от МДС чистого диоксида углерода, для одной и той же нефти (см. Телков В. П., Любимов Н. Н. Определение условий смешиваемости нефти и газа в различных условиях при газовом и водогазовом воздействии на пласт. Бурение и нефть, №12/2012 г.). При увеличении содержания ПНГ в смеси МДС начинает увеличиваться, и для чистого (без добавок) ПНГ МДС достигает значений, редко встречающихся в условиях реальных нефтесодержащих пластов.
Таблица 1
Минимальное давление смешиваемости в зависимости от состава
закачиваемой смеси.
| Концентрация СО2, % масс. |
Концентрация ПНГ, % масс. |
Минимальное давление смешиваемости (МДС), МПа |
|
| Корреляция Dong | Корреляция Sebastian | ||
| 10 | 90 | 72,31 | 69,43 |
| 20 | 80 | 67,00 | 64,64 |
| 30 | 70 | 61,30 | 59,48 |
| 40 | 60 | 55,30 | 53,92 |
| 50 | 50 | 48,92 | 47,94 |
| 60 | 40 | 42,21 | 41,54 |
| 70 | 30 | 35,23 | 34,75 |
| 80 | 20 | 28,04 | 27,68 |
| 90 | 10 | 20,85 | 20,57 |
| 95 | 5 | 17,33 | 13,94 |
| 100 | 0 | 13,94 | 13,94 |
Также известны эксперименты по вытеснению нефти различными рабочими агентами на моделях Slim Tube (см. Медведев А. А. и др. Подбор состава вытесняющего газа для условий нефтяного месторождения Центрально-Хорейверского поднятия. Нефтяное хозяйство, №9/2019 г.), согласно которым наибольшую эффективность вытеснения продемонстрировал чистый диоксид углерода - коэффициент вытеснения 0,9, в то время как для чистого ПНГ коэффициент вытеснения составил 0,531 при одинаковых условиях вытеснения: T=67°C и P=30 МПа, и на одной и той же нефти. Такое различие объясняется тем, что в данных термобарических условиях смешивание нефти с диоксидом углерода происходит при первом контакте и вытеснение носит смешивающийся характер, в то время как для ПНГ реализуется только режим ограниченной смесимости.
Исходя из указанных данных, для использования в предлагаемом способе было выбрано следующее соотношение компонентов при закачке: 75-95% об. диоксида углерода и 5-25% об. ПНГ. Такое соотношение позволяет, с одной стороны, производить утилизацию значительных объёмов ПНГ, а с другой стороны, обеспечивает практически такую же эффективность, как использование чистого диоксида углерода, при этом также снижается потребление диоксида углерода за счёт замены части его объёма на ПНГ.
Кроме того, закачка совместно с диоксидом углерода смеси углеводородных компонентов в виде ПНГ способствует более быстрому развитию зоны смешиваемости нефти и диоксида углерода, обеспечивая реализацию смешивающегося режима вытеснения нефти из пласта.
Заявленный способ является способом газоциклической закачки, так как при его реализации используется одна и та же скважина как в качестве нагнетательной, так и в качестве добывающей. Способ газоциклической закачки довольно часто используют для залежей нефти в стадии доразрабоки истощенных и трудноизвлекаемых залежей.
Заявленный способ газоциклической закачки включает закачку смеси диоксида углерода с ПНГ при сверхкритических условиях в добывающую скважину с последующим периодом пропитки и с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины, с закачкой до и после закачки смеси диоксида углерода с ПНГ двух оторочек в объёме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора. Объём закачиваемых оторочек зависит от величины остаточных запасов углеводородов, приходящихся на объем обрабатываемого коллектора, или пласта, или призабойной зоны добывающей скважины.
Дополнительный технический результат достигается в результате закачки в добывающую скважину первой оторочки, содержащей смесь углеводородного растворителя и ПАВ содержащей композиции за счет снижения межфазного натяжения на границе с вытесняемой остаточной нефтью до максимального низкого значения (до 0,001мнм) и этим устраняется влияние капиллярных сил на вытеснение нефти. Закачка первой оторочки позволяет увеличивать коэффициент вытеснения нефти до максимума, т.е. до 0,95-0,99. Благодаря получаемому положительному эффекту: максимального снижения межфазного натяжения на границе с вытесняемой остаточной нефтью за счет устранения влияния капиллярных сил на вытеснение нефти, предложенный нами способ, основанный на использовании уникальных рабочих агентов, а именно, смеси СКФ-СО2 с СКФ-ПНГ и компонентов оторочки, может характеризоваться, как высокоэффективный.
Такие технологии могут обеспечить существенный прирост добычи углеводородов за счет перевода остаточных неизвлекаемых запасов в категорию извлекаемых.
При добыче нефти фракции компонентов ее с низкой молекулярной массой являются наиболее подвижными, по сравнению с фракциями с более высокой молекулярной массой. Поэтому наиболее подвижные фракции (низкомолекулярные) нефти после закачки смеси диоксида углерода с ПНГ смешиваются с ней, а низкомолекулярные компоненты ПНГ, превратившиеся в СКФ-ПНГ также растворяются в СКФ-СО2 с увеличением объема и еще большим понижением вязкости. В результате этого увеличивается растворяющая способность СКФ-СО2 и увеличивается растворимость тяжелых фракций нефти с высокой молекулярной массой, при этом уменьшается вероятность высаживания тяжелых фракций в пласте или призабойной зоне.
. При сверхкритических условиях закачки нельзя допускать понижения пластового давления ниже критического давления диоксида углерода Ркрит CO2=7,38 МПа для предотвращения осаждения тяжёлых фракций нефти и сохранения проницаемости призабойной зоны.
После закачки первой оторочки дополнительный технический результат повышения добычи высоковязкой нефти достигается тем, что в результате закачивания первой оторочки, содержащей смесь углеводородного растворителя и ПАВ содержащей композиции, в добывающую скважину перед закачкой смеси диоксида углерода с ПНГ создаются благоприятные условия для более эффективного взаимодействия и смешивания СКФ-СО2 и СКФ-ПНГ с остаточной пластовой нефтью за счёт снижения МДС смеси диоксида углерода и ПНГ с пластовой нефтью, что способствует увеличению дополнительной добычи высоковязкой нефти.
Газоциклическую закачку диоксида углерода и ПНГ при сверхкритических условиях применяют в глубоко залегающих пластах и в низкопроницаемых коллекторах.
Полное взаимное смешивание достигается при давлении более 10 МПа. При закачке диоксида углерода и ПНГ при сверхкритических условиях при давлении более Ркрит =7,38 МПа увеличивается растворимость высокомолекулярных компонентов нефти до С30, что дает возможность вытеснения высоковязкой нефти.
Кроме того, первую оторочку композиции закачивают для предотвращения гидратообразования и предотвращения развития коррозии в стволе добывающей скважины в процессе закачки смеси диоксида углерода с ПНГ, а вторую оторочку композиции закачивают, в том числе, с целью вытеснения закачанной смеси диоксида углерода с ПНГ из ствола скважины в призабойную зону пласта.
Вторую оторочку закачивают после закачки смеси диоксида углерода с ПНГ и перед периодом пропитки смесью диоксида углерода с ПНГ и инициированием добычи нефти из той же добывающей скважины.
Вторая оторочка содержит композицию «Дельта АСПГО» 60-70, композицию «МЛ-супер» 10-20; регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере, один из маслорастворимых ингибиторов коррозии-пенообразователей из класса имидазолинов: аминоэтилалкилимидазолин или гидроксиэтилалкилимидазолин 10-30.
Фильтрационные исследования стабильности вышеуказанной композиции в пористой среде показали, что при добавлении в композицию регулятора фазовой проницаемости газа в нефтенасыщенном пласте, по крайней мере, одного из вышеперечисленных маслорастворимых ингибиторов коррозии-пенообразователей из класса имидазолинов снижается фазовая проницаемость газа на два-три порядка.
После закачки второй оторочки дополнительный технический результат достигается тем, что в результате закачки второй оторочки, дополнительно содержащей в качестве регулятора фазовой проницаемости газа, по крайней мере, один из вышеуказанных маслорастворимых ингибиторов коррозии-пенообразователей из класса имидазолинов по пути движения диоксида углерода из пласта в скважину создается необходимое сопротивление за счет того, что по мере продвижения по стволу скважины смесь диоксида углерода с ПНГ переходит частично в газообразное состояние, и данный поток газа осуществляет вспенивание второй оторочки, при этом образующаяся прочная пена создает эффективное сопротивление, удерживающее основной объем смеси диоксида углерода с ПНГ в пласте до пуска скважины на добычу.. При пуске скважины на добычу нефти создаются хорошие условия для транспорта газонасыщенной высоковязкой нефти за счет увеличения многофазного контакта с нефтью закачанной смеси диоксида углерода с ПНГ.
Заявленный способ газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях отличается от близкого аналога тем, что во-первых, закачивают смесь диоксида углерода с ПНГ при содержании диоксида углерода и ПНГ в смеси 75-95% об. и 5-25% об. соответственно, во-вторых, при реализации газоциклической закачки перед закачкой смеси диоксида углерода и ПНГ при сверхкритических условиях в добывающую скважину закачивают в качестве первой оторочки композицию «Дельта АСПГО» 70-80, и композицию «МЛ-супер» 20-30 в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора, а в качестве второй оторочки закачивают композицию «Дельта АСПГО» 60-70, композицию «МЛ-супер» 10-20; регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере, один из маслорастворимых ингибиторов коррозии-пенообразователей из класса имидазолинов: аминоэтилалкилимидазолин или гидроксиэтилалкилимидазолин 10-30 в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора.
Роль регулятора сводится к тому, что при добавлении его в композицию увеличивается вязкость композиции и уменьшается фазовая проницаемость газа в пласте до пуска скважины на добычу. Добавление в композицию второй оторочки одного из маслорастворимых ингибиторов коррозии-пенообразователей из класса имидазолинов позволяет получать прочную пену в потоке смеси газообразных диоксида углерода с ПНГ. Получаемая пена создает эффективное сопротивление в стволе скважины выходу потоку газообразной смеси диоксида углерода с ПНГ из скважины.
Дополнительным техническим результатом закачки оторочек является и то, что при закачке первой оторочки в добывающую скважину смесь углеводородных растворителей с ПАВ содержащей композицией проникает в зоны, содержащие отложения фракций пластовой нефти с высокой молекулярной массой, сначала разрыхляет их, а затем растворяет, восстанавливая исходную проницаемость вышеуказанных зон, при этом предотвращается образование гидратов диоксида углерода, а в зонах, где существенное количество нефти находится в виде тонкой пленки на поверхности породы, растворяет ее.
Смесь углеводородных растворителей, обладая высокой растворимостью, проходя через нефтеносную породу, смывает тонкие пленки нефти с породы. Это возможно благодаря тому, что закачиваемая смесь углеводородов и ПАВ содержащая композиция резко снижает поверхностное натяжение на межфазной границе системы нефть-порода, нефть-углеводород. Значительно снижается межфазная вязкость, что способствует слиянию пленок нефти и образованию нефтяной зоны с измененным краевым углом смачивания рабочей среды, улучшающим смачиваемость породы.
Дополнительным техническим результатом закачки оторочек является и то, что после закачки второй оторочки для вытеснения закачанного диоксида углерода из ствола скважины в пласте создается сопротивление на пути движения смеси диоксида углерода с ПНГ из пласта в скважину и в стволе скважины при переключении на добычу. Вторую оторочку закачивают в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора.
Технология газоциклической закачки смеси диоксида углерода с ПНГ при сверхкритических условиях состоит в следующем.
Перед закачкой смеси диоксида углерода с ПНГ готовят первую оторочку содержащую, композицию «Дельта АСПГО» 70-80, и композицию «МЛ-супер» 20-30 и закачивают её в добывающую скважину перед закачкой первого цикла жидкого диоксида углерода в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора, затем после закачки первой оторочки закачивают смесь диоксида углерода с ПНГ с одновременным её нагревом и повышением давления с помощью мобильного комплекса. Для создания условий перехода смеси сжиженных диоксида углерода с ПНГ в сверхкритическое состояние для получения смеси СКФ-СО2 и СКФ-ПНГ температура закачки на устье скважины Tзак. должна превышать критическую температуру смеси Tкрит смеси, а давление закачки на устье скважины Pзак. должно превышать критическое давление смеси Pкрит смеси.
При осуществлении закачки также должно выполняться следующее условие:
Pкрит смеси < Pзак. заб. < 0,75Pразр. пл., где Pкрит смеси - критическое давление смеси диоксида углерода с ПНГ, Pзак. заб. - среднее давление закачки на забое, Pразр. пл. - давление разрыва пласта.
Смесь диоксида углерода и ПНГ закачивается с максимально возможной скоростью, так как чем быстрее она будут закачана в добывающую скважину, тем дальше она будет проникать в пласт, тем с большим количеством нефти успеет проконтактировать. Смесь закачивают в течение 24-48 часов.
Для обеспечения закачки смеси диоксида углерода с ПНГ в нефтяные добывающие скважины при сверхкритических условиях следует использовать мобильный комплекс для закачки по патенту РФ №2728295, опубл. 29.07.2020. Данный мобильный комплекс оснащается размещаемым в линии закачки нагревателем рабочего агента, что позволяет поддерживать требуемую температуру закачки, а входящий в состав мобильного комплекса насос обеспечивает требуемое давление закачки.
После осуществления закачки смеси диоксида углерода и ПНГ, производится приготовление и закачка второй оторочки: содержащей композицию «Дельта АСПГО» 60-70, композицию «МЛ-супер» 10-20; регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере, один из маслорастворимых ингибиторов коррозии-пенообразователей из класса имидазолинов: аминоэтилалкилимидазолин или гидроксиэтилалкилимидазолин 10-30.
Закачанные диоксид углерода и ПНГ впитываются в течение 2-4 недель после закачки. Процедура для определения необходимого времени пропитки состоит в том, чтобы наблюдать добываемые флюиды при переключении скважины на добычу. Если смесь диоксида углерода с ПНГ достаточно впитались, то следует ожидать выноса нефти и воды в течение первых 24-48 часов. Если в течение данного периода выносятся только смесь диоксида углерода с ПНГ, значит, требуется дополнительное время пропитки в течение 1-2 недель, чтобы обеспечить достаточное смешивание смеси диоксида углерода с ПНГ с пластовыми флюидами.
Когда начинается вынос из открытой на добычу скважины пластовой нефти и воды, период пропитки следует завершить. После завершения пропитки начинается добыча нефти из добывающей скважины, простимулированной закачкой диоксида углерода и ПНГ.
По заявленному способу газоциклическую закачку смеси диоксида углерода и ПНГ при сверхкритических условиях в добывающую скважину производят с последующим чередованием добычи и закачки в количестве не менее 1 цикла.
Для газоциклической закачки смеси диоксида углерода с ПНГ наиболее привлекательными в Урало-Поволжском регионе являются месторождения Самарской области благодаря близости источников эмиссии диоксида углерода и разрабатываемых месторождений и наличию на данных месторождениях значительных объёмов ПНГ.
Технология заявленного способа газоциклической закачки смеси диоксида углерода с ПНГ при сверхкритических условиях предусматривает последовательную закачку первой и второй оторочек в добывающую скважину до и после закачки смеси диоксида углерода с ПНГ с последующей выдержкой на осуществление диффузионных процессов во время пропитки, затем инициирование добычи высоковязкой и высокопарафинистой нефти.
При таком варианте закачки смеси диоксида углерода с ПНГ не требуется бурение нагнетательных скважин, использование блока компримирования, строительства трубопровода, так как доставка диоксида углерода на нефтепромысел осуществляется автотранспортом в сжиженном виде, что при приемлемом уровне прироста добычи нефти создает значительный экономический эффект. Источником закачиваемого ПНГ является само месторождение, на котором выполняется закачка по предлагаемому способу.
Комплексное использование закачки смеси диоксида углерода с ПНГ при сверхкритических условиях и применение химических методов воздействия в качестве дополнительного рычага комплексного воздействия увеличивают добычу трудноизвлекаемых запасов нефти.
Кроме того, при вышеуказанном комплексном воздействии на пласт уменьшаются объемы и количество необходимого оборудования и затраты энергии в промысловых условиях. Переход на современные перспективные технологии добычи остаточной капиллярной нефти с использованием эффективных приемов – это перспективный и выигрышный путь с долговременной перспективой. При этом утилизация ПНГ и техногенного диоксида углерода, для увеличения добычи нефти, газа и газоконденсата является экономически целесообразным решением экологических проблем.
Пример 1. По заявленному способу перед закачкой смеси жидкого диоксида углерода с ПНГ при сверхкритических условиях (при Ркрит не менее 7,38 МПа и Ткрит не менее 31,10С) в добывающую скважину закачивают первую оторочку, содержащую: мас.%, композицию «Дельта АСПГО», содержащую смесь углеводородов, 80 и композицию «МЛ-супер» 20 в объеме 5 м3 на 1 метр перфорации обрабатываемого коллектора, что на 5 метров перфорации составляет 5х5=25 м3 .
После закачки оторочки вышеуказанной смеси в добывающую скважину закачивают смесь жидкого диоксида углерода с ПНГ при давлении на устье скважины Руст=10-12 МПа и в пласте Рпл=15-20 МПа. Смесь подогревают до температуры 40-450С, пропуская ее через нагреватель во избежание образования ледяных пробок гидратов диоксида углерода в трубах.
Количество закачиваемого диоксида углерода составляет 300 т.
Для создания условий перехода смеси диоксида углерода с ПНГ в сверхкритические флюиды смеси СКФ-СО2 с СКФ-ПНГ необходимая пластовая температура поддерживается не менее 40-450С, а пластовое давление поддерживается насосом не менее Рпл=15 МПа.
При закачке смеси диоксида углерода с ПНГ выполняется условие закачки:
Pкр. смеси< Pзак. заб. < 0,75Pразр. пл.,
где Pкр. смеси- критическое давление смеси CO2, с ПНГ, Pзак. заб. - среднее давление закачки на забое, Pразр. пл. - давление разрыва пласта.
Смесь сжиженного диоксида углерода с ПНГ закачивают с максимально возможной скоростью, так как чем быстрее диоксид углерода будет закачан в добывающую скважину, тем дальше он будет проникать в пласт, тем с большим количеством нефти он успеет проконтактировать.
Смесь диоксида углерода с ПНГ закачивают в течение 24-48 час. После закачки смеси диоксида углерода с ПНГ в добывающую скважину закачивают вторую оторочку,: мас%, композицию «Дельта АСПГО», содержащую смесь углеводородов, 70, композицию «МЛ-супер» 20, регулятор фазовой проницаемости газа: маслорастворимый ингибитор коррозии-пенообразователь из класса имидазолинов- аминоэтилалкилимидазолин 10.в объеме 5 м3 на 1 метр перфорации обрабатываемого коллектора, что на 5 метров перфорации составляет 5х5=25м3.
Закачанная смесь сжиженного диоксида углерода с ПНГ, которая в пластовых условиях превращается в сверхкритические флюиды СКФ-СО2, с СКФ-ПНГ и впитывается в течение 2-4 недель после закачки. Для определения необходимого времени пропитки проводят наблюдение за добываемыми флюидами при переключении скважины на добычу. При достаточном времени пропитки при открывании скважины на добычу происходит вынос нефти и воды в течение первых 24-48 час.
Если в течение данного периода выносится только смесь диоксида углерода с ПНГ, то добывающую скважину закрывают и оставляют на дополнительное время пропитки в течение 1-2 недель для обеспечения достаточного смешивания сверхкритического флюида с пластовыми флюидами.
Если при открывании добывающей скважины начинается вынос пластовой нефти и воды, то период пропитки завершают и начинают добычу нефти.
По заявленному способу газоциклическую закачку смеси диоксида углерода с ПНГ при сверхкритических условиях в добывающую скважину произвели с последующим чередованием добычи и закачки реагентов в количестве 1 цикла.
Дебит по нефти добывающей скважины до обработки составлял 1,6 м3/сут.
После обработки скважины способом газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях дебит по нефти увеличился до 5,76 м3/сут., что составляет увеличение дебита нефти в 3,6 раза.
Пример 2. По прототипу перед закачкой жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях (при Ркрит не менее 7,38 МПа и Ткрит не менее 31,10С) в добывающую скважину закачивают первую оторочку углеводородного мицеллярного раствора, содержащего, мас.%, готовую смесь вторичных углеводородов ациклических предельных и непредельных, и ароматических углеводородов общей формулы С6–С18, 80 и водорастворимое неионогенное поверхностноактивное вещество марки Неонол АФ9 -12 20 в объеме 5 м3 на 1 метр перфорации обрабатываемого коллектора, что на 5 метров перфорации составляет 5х5=25 м3 оторочки углеводородного мицеллярного раствора.
После закачки оторочки вышеуказанной смеси в добывающую скважину закачивают сжиженный диоксид углерода двумя насосами насосного агрегата при давлении на устье скважины Руст=10-12 МПа и в пласте Рпл=15-20 МПа. Сжиженный газ подогревают до температуры 15-180С, пропуская его через нагреватель во избежание образования ледяных пробок гидратов диоксида углерода в трубах.
Количество закачиваемого диоксида углерода составляет 300 т.
Для создания условий перехода сжиженного диоксида углерода в сверхкритический флюид СКФ-СО2 необходимая пластовая температура поддерживается не менее 320С, а пластовое давление поддерживается насосным блоком не менее Рпл=15 МПа.
При закачке сжиженного диоксида углерода выполняется условие закачки:
Pкр. CO2 < Pзак. заб. < 0,75Pразр. пл.,
где Pкр. CO2 - критическое давление CO2, Pзак. заб. - среднее давление закачки на забое, Pразр. пл. - давление разрыва пласта.
Сжиженный диоксид углерода закачивают с максимально возможной скоростью (суммарная производительность двух насосов равна 60 л/мин), так как чем быстрее диоксид углерода будет закачан в добывающую скважину, тем дальше он будет проникать в пласт, тем с большим количеством нефти он успеет проконтактировать.
Жидкий диоксид углерода закачивают в течение 24-48 час. После закачки сжиженного диоксида углерода в добывающую скважину закачивают вторую оторочку: мас%, готовую смесь вторичных углеводородов ациклических предельных и непредельных, и ароматических углеводородов общей формулы С6–С18, 70, водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9-12 20, регулятор фазовой проницаемости газа маслорастворимый полимер марки: Реапон-4В 5 и пенообразователь марки ПО-РЗФ (6%) 5 в объеме 5 м3 на 1 метр перфорации обрабатываемого коллектора, что на 5 метров перфорации составляет 5х5=25м3.
Закачанный сжиженный диоксид углерода, который в пластовых условиях превращается в сверхкритический флюид СКФ-СО2, впитывается в течение 2-4 недель после закачки. Для определения необходимого времени пропитки проводят наблюдение за добываемыми флюидами при переключении скважины на добычу. При достаточном времени пропитки при открывании скважины на добычу происходит вынос нефти и воды в течение первых 24-48 час.
Если в течение данного периода выносится только диоксид углерода, то добывающую скважину закрывают и оставляют на дополнительное время пропитки в течение 1-2 недель для обеспечения достаточного смешивания сверхкритического флюида с пластовыми флюидами.
Если при открывании добывающей скважины начинается вынос пластовой нефти и воды, то период пропитки завершают и начинают добычу нефти.
По заявленному способу газоциклическую закачку диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину произвели с последующим чередованием добычи и закачки реагентов в количестве 1 цикла.
Дебит по нефти добывающей скважины до обработки составлял 2,1 м3/сут.
После обработки скважины способом газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях дебит по нефти увеличился до 4,83 м3/сут., что составляет увеличение дебита нефти в 2,3 раза.
Пример 3. По заявленному способу перед закачкой смеси жидкого диоксида углерода с ПНГ при сверхкритических условиях (при Ркрит не менее 7,38 МПа и Ткрит не менее 31,10С) в добывающую скважину закачивают первую оторочку, содержащую: мас%, композицию «Дельта АСПГО», содержащую смесь углеводородов, 70 и композицию «МЛ-супер» 30 в объеме 20 м3 на 1м перфорации обрабатываемого интервала, что составляет на 5м перфорации 20х5 = 100 м3 .
После закачки оторочки вышеуказанной смеси в добывающую скважину закачивают смесь жидкого диоксида углерода двумя насосами насосного агрегата при давлении на устье скважины Руст=10-12 МПа и в пласте Рпл=15-20 МПа. Смесь подогревают до температуры 40-450С, пропуская ее через нагреватель во избежание образования ледяных пробок гидратов диоксида углерода в трубах.
Количество закачиваемого диоксида углерода составляет 500 т.
Для создания условий перехода сжиженного диоксида углерода в сверхкритический флюид СКФ-СО2 необходимая пластовая температура поддерживается не менее 40-450С, а пластовое давление поддерживается насосным блоком не менее Рпл=15 МПа.
При закачке сжиженного диоксида углерода выполняется условие закачки:
Pкр. смеси< Pзак. заб. < 0,75Pразр. пл.,
где Pкр. смес- критическое давление смеси, Pзак. заб. - среднее давление закачки на забое, Pразр. пл. - давление разрыва пласта.
Смесь диоксида углерода с ПНГ закачивают с максимально возможной скоростью, так как чем быстрее диоксид углерода будет закачан в добывающую скважину, тем дальше он будет проникать в пласт, тем с большим количеством нефти он успеет проконтактировать.
Смесь жидкого диоксида углерода закачивают в течение 24-48 час. После закачки смеси сжиженного диоксида углерода с ПНГ в добывающую скважину закачивают вторую оторочку содержащую: мас%: композицию «Дельта АСПГО», содержащую вышеуказанную смесь углеводородов 60, композицию «МЛ-супер» 20, регулятор фазовой проницаемости газа: маслорастворимый ингибитор коррозии-пенообразователь из класса имидазолинов:- гидроксиэтилалкилимидазолин 20 в объеме 20 м3 на 1 метр перфорации обрабатываемого коллектора, что на 5 метров перфорации составляет 20х5= 100 м3.
Закачанная смесь сжиженного диоксида углерода, с ПНГ, которые в пластовых условиях превращаются в сверхкритические флюиды СКФ-СО2 и СКФ-ПНГ, впитываются в течение 2-4 недель после закачки. Для определения необходимого времени пропитки проводят наблюдение за добываемыми флюидами при переключении скважины на добычу. При достаточном времени пропитки при открывании скважины на добычу происходит вынос нефти и воды в течение первых 24-48 час.
Если в течение данного периода выносится только смесь диоксида углерода сПНГ, то добывающую скважину закрывают и оставляют на дополнительное время пропитки в течение 1-2 недель для обеспечения достаточного смешивания сверхкритического флюида с пластовыми флюидами.
Если при открывании добывающей скважины начинается вынос пластовой нефти и воды, то период пропитки завершают и инициируют добычу нефти.
По заявленному способу газоциклическую закачку смеси диоксида углерода с ПНГ при сверхкритических условиях в добывающую скважину произвели с последующим чередованием добычи и закачки реагентов в количестве 3 циклов.
Дебит по нефти добывающей скважины до обработки составлял 1,4 м3/сут.
После обработки скважины способом газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях дебит по нефти увеличился до 8,4 м3/сут., что составляет увеличение дебита по нефти в 6,0 раза.
Технический результат достигается тем, что с целью увеличения добычи трудноизвлекаемых запасов высоковязкой нефти и газового конденсата с экономическим эффектом предложен способ газоциклической закачки смеси диоксида углерода с ПНГ при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину, включающий закачку двух оторочек до и после закачки диоксида углерода в добывающую скважину, закачку диоксида углерода при сверхкритических условиях с последующим периодом пропитки и инициированием добычи нефти из той же добывающей скважины, отличающийся тем, что при реализации газоциклической закачки производят закачку смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при содержании диоксида углерода и попутного нефтяного газа в смеси 75-95% об. и 5-25% об. соответственно, при сверхкритических условиях: при температуре закачки на устье скважины Tзак. и давлении закачки на устье скважины Pзак., превышающих критические температуру Ткрит и давление Ркрит смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом; перед закачкой смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом в скважину закачивают первую оторочку в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора; затем закачивают смесь диоксида углерода с попутным нефтяным газом при вышеуказанных условиях, и перед периодом пропитки закачивают вторую оторочку в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора, после чего скважину закрывают на период пропитки с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины, причем количество циклов закачки в указанной последовательности в добывающую скважину составляет не менее 1, при этом первая оторочка содержит: мас.%, композицию «Дельта АСПГО» 70-80, и композицию «МЛ-супер» 20-30, а вторая оторочка содержит композицию «Дельта АСПГО» 60-70, композицию «МЛ-супер» 10-20; регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере, один из маслорастворимых ингибиторов коррозии-пенообразователей из класса имидазолинов: аминоэтилалкилимидазолин или гидроксиэтилалкилимидазолин 10-30, при этом давление закачки смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом на забое скважины Рзак. заб. находится в диапазоне: более давления критического смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом Ркрит. смеси и не более давления Р=0,75Рразр.пл, где Рразр.пл – давление разрыва пласта. Предпочтительно, чтобы давление закачки на забое Рзак. заб. превышало не только критическое давление смеси Ркрит. смеси, но и минимальное давление смешиваемости Рмдс смеси диоксида углерода и ПНГ с с пластовой нефтью конкретного месторождения.
Claims (2)
1. Способ газоциклической закачки смеси жидкого диоксида углерода с попутным нефтяным газом при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину, включающий закачку двух оторочек до и после закачки диоксида углерода в добывающую скважину при сверхкритических условиях с последующим периодом пропитки и инициированием добычи нефти из той же добывающей скважины, отличающийся тем, что при реализации газоциклической закачки производят закачку смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при содержании диоксида углерода и попутного нефтяного газа в смеси 75-95% об. и 5-25% об. соответственно при сверхкритических условиях: при температуре закачки на устье скважины Tзак и давлении закачки на устье скважины Pзак, превышающих критические температуру Ткрит и давление Ркрит смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом; перед закачкой смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом в скважину закачивают первую оторочку в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора, затем закачивают смесь диоксида углерода с попутным нефтяным газом при вышеуказанных условиях и перед периодом пропитки закачивают вторую оторочку в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора, после чего скважину закрывают на период пропитки с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины, причем количество циклов закачки в указанной последовательности в добывающую скважину составляет не менее 1, при этом первая оторочка содержит, мас.%: композицию «Дельта АСПГО» 70-80 и композицию «МЛ-супер» 20-30, а вторая оторочка содержит композицию «Дельта АСПГО» 60-70, композицию «МЛ-супер» 10-20; регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере один из маслорастворимых ингибиторов коррозии - пенообразователей из класса имидазолинов: аминоэтилалкилимидазолин или гидроксиэтилалкилимидазолин 10-30.
2. Способ газоциклической закачки по п. 1, отличающийся тем, что давление закачки смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом на забое скважины Рзакзаб. находится в диапазоне более давления критического смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газа Ркрит. смеси и не более давления Р=0,75Рразр.пл, где Рразр.пл – давление разрыва пласта, предпочтительно, чтобы давление закачки на забое Рзак.заб. превышало не только критическое давление Ркрит. смеси, но и минимальное давление смешиваемости Рмдс смеси диоксида углерода и попутного нефтяного газа с пластовой нефтью конкретного месторождения.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020133426A RU2745489C1 (ru) | 2020-10-12 | 2020-10-12 | Способ газоциклической закачки смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020133426A RU2745489C1 (ru) | 2020-10-12 | 2020-10-12 | Способ газоциклической закачки смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2745489C1 true RU2745489C1 (ru) | 2021-03-25 |
Family
ID=75159252
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020133426A RU2745489C1 (ru) | 2020-10-12 | 2020-10-12 | Способ газоциклической закачки смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2745489C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2772808C1 (ru) * | 2021-11-15 | 2022-05-25 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть-Технологические партнерства» (ООО «Газпромнефть-Технологические партнерства») | Способ повышения нефтеотдачи |
| CN116291342A (zh) * | 2023-02-08 | 2023-06-23 | 新疆敦华绿碳技术股份有限公司 | 一种高混相压力油藏co2混相驱装置及方法 |
| CN116410725A (zh) * | 2021-12-29 | 2023-07-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种气田用缓蚀型泡排剂、制备方法及应用 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4532992A (en) * | 1981-08-19 | 1985-08-06 | Fried. Krupp Gesellschaft Mit Beschrankter Haftung | Method for recovering petroleum |
| US5725054A (en) * | 1995-08-22 | 1998-03-10 | Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural & Mechanical College | Enhancement of residual oil recovery using a mixture of nitrogen or methane diluted with carbon dioxide in a single-well injection process |
| RU2109133C1 (ru) * | 1997-09-17 | 1998-04-20 | Юрий Ефремович Батурин | Способ разработки залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти |
| RU2652049C1 (ru) * | 2017-05-17 | 2018-04-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину |
| RU2696739C1 (ru) * | 2018-12-21 | 2019-08-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Г4-Групп" | Способ стимуляции нефтегазового пласта закачкой композиции сжиженных газов |
| RU2715107C2 (ru) * | 2018-06-20 | 2020-02-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину |
-
2020
- 2020-10-12 RU RU2020133426A patent/RU2745489C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4532992A (en) * | 1981-08-19 | 1985-08-06 | Fried. Krupp Gesellschaft Mit Beschrankter Haftung | Method for recovering petroleum |
| US5725054A (en) * | 1995-08-22 | 1998-03-10 | Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural & Mechanical College | Enhancement of residual oil recovery using a mixture of nitrogen or methane diluted with carbon dioxide in a single-well injection process |
| RU2109133C1 (ru) * | 1997-09-17 | 1998-04-20 | Юрий Ефремович Батурин | Способ разработки залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти |
| RU2652049C1 (ru) * | 2017-05-17 | 2018-04-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину |
| RU2715107C2 (ru) * | 2018-06-20 | 2020-02-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину |
| RU2696739C1 (ru) * | 2018-12-21 | 2019-08-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Г4-Групп" | Способ стимуляции нефтегазового пласта закачкой композиции сжиженных газов |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2772808C1 (ru) * | 2021-11-15 | 2022-05-25 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть-Технологические партнерства» (ООО «Газпромнефть-Технологические партнерства») | Способ повышения нефтеотдачи |
| RU2787489C1 (ru) * | 2021-12-29 | 2023-01-09 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата |
| CN116410725A (zh) * | 2021-12-29 | 2023-07-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种气田用缓蚀型泡排剂、制备方法及应用 |
| RU2792276C1 (ru) * | 2022-06-06 | 2023-03-21 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Сибирский федеральный университет" | Способ получения сверхкритического диоксида углерода в скважине для добычи трудноизвлекаемых запасов нефти |
| CN116291342A (zh) * | 2023-02-08 | 2023-06-23 | 新疆敦华绿碳技术股份有限公司 | 一种高混相压力油藏co2混相驱装置及方法 |
| CN116291342B (zh) * | 2023-02-08 | 2024-05-24 | 新疆敦华绿碳技术股份有限公司 | 一种高混相压力油藏co2混相驱装置及方法 |
| RU2808255C1 (ru) * | 2023-04-14 | 2023-11-28 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Способ добычи высоковязкой нефти из пластов с наличием подошвенной воды |
| RU2809858C1 (ru) * | 2023-07-13 | 2023-12-19 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Казанский национальный исследовательский технологический университет" (ФГБОУ ВО "КНИТУ") | Способ вытеснения третичной нефти |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2715107C2 (ru) | Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину | |
| Kumar et al. | A comprehensive review on chemically enhanced water alternating gas/CO2 (CEWAG) injection for enhanced oil recovery | |
| US8183182B2 (en) | Composition of microemulsion and method for advanced recovery of heavy oil | |
| Holm | Evolution of the carbon dioxide flooding processes | |
| EP2838970B1 (en) | Surfactant formulations for foam flooding | |
| US7730958B2 (en) | Method and apparatus to enhance hydrocarbon production from wells | |
| US7926561B2 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| US6305472B2 (en) | Chemically assisted thermal flood process | |
| US10760390B2 (en) | Use of gaseous phase natural gas as a carrier fluid during a well intervention operation | |
| EA032858B1 (ru) | Способ разрыва пласта в месторождении | |
| RU2745489C1 (ru) | Способ газоциклической закачки смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину | |
| CN101103176A (zh) | 用于改进采油的组合物和方法 | |
| CN102746838A (zh) | 气井井筒解堵剂 | |
| Mohsenzadeh et al. | Effects of concentration, salinity and injection scenario of ionic liquids analogue in heavy oil recovery enhancement | |
| US11155750B2 (en) | Use of natural gas as a soluble servicing gas during a well intervention operation | |
| RU2652049C1 (ru) | Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину | |
| US5282984A (en) | Generating bitumen-in-water dispersions and emulsions | |
| WO2009094285A1 (en) | Oil recovery employing alkylene carbonates | |
| US10907088B2 (en) | Use of natural gas as a vaporizing gas in a well intervention operation | |
| WO2013096198A1 (en) | Oil recovery process | |
| Haeri et al. | Improving CO2-EOR in shale reservoirs using dilute concentrations of wettability-altering CO2-soluble nonionic surfactants | |
| EP1446549A1 (en) | Oil-soluble scale inhibitors with formulation for environmently friendly composition | |
| WO2021230894A1 (en) | Enhancing foam stability using allium sativum oil | |
| CA2599553C (en) | Method and apparatus to enhance hydrocarbon production from wells | |
| Shokoya et al. | Effect of CO2 concentration on oil recovery in enriched flue gas flood |