SU1367862A3 - Способ извлечени нефти из подземного нефт ного месторождени - Google Patents

Abstract

Изобретение относитс  к области кефтедобычи. Цель изобретени  - повышение эффективности способа. Нагнетают через нагнетательн по скважину теплоноситель в виде гор чей воды и/или пара., содержащего добавки, малорастворимые в воде и нефти при т-ре месторождени  и хорошо растворимые или испар юпдаес  в теплоносителе . Добавки с теплоносителем перемещают по пласту вспомогательным теплоносителем преимущественно к той части т-рного фронта, котора  перемещаетс  быстрее. Временно и обратимо уменьшают поры пласта путем осаждени  в виде твердых частиц, пока твердое вещество не растворитс  или испаритс  под действием вновь поступающего теплоносител , В качестве добавки используют 1,5-дигидроксинафталин или 4,4-дигидроксибифенил, или 9,10- антрахинон в концентрации от 0,002 до 0,3 кг/кг. В качестве вспомогательного теплоносител  в пласт нагнетают гор чую воду и/или пар. Точка плавлени  добавки находитс  выше т-ры месторождени  и должна быть термически и химически стойкой. 1 з.п. , 7 табл. I (У) с

Description

со а

юо о: ю

Изобретение относитс  к способу извлечени  нефти из подземных месторождений путем заполнени  их гор чей водой и/или паром.

Цель изобретени  повыаение эффективности способа.

Предметом Изобретени   вл етс  способ более полного извлечени  нефти из подземных нефт ных месторождений путем избирательног о и обратимого уменьшени  проницаемости при закачивании гор чей воды и/или пара, который отличаетс  тем, что через одну или несколько вводимых скважин, как минимум, временно ввод т в месторождение в качестве заполн ющего вещества гор чую воду и/или вод ной пар, которые содержат в достаточных количествах одно или несколько веществ (добавок), которые плохо раство римы в воде и нефти при температуре месторождени , но хорошо растворимы или испар ютс  в гор чей воде и/или вод ном паре, точка плавлени  которых лежит вьппе температуры месторождени  и которые перемещаютс  по месторождению гор чей водой или паром и, преимущественно, на том участке гра™

свойствами и заполн ющее вег ество вместе с растворенной или смешанной с паром добавкой перемещаетс  дальШ

15

ше,- пока добавка вновь не достигнет температурного фронта (грани ц 1 температур ). Выделение добавки в твердое тело и изменение пропускной спо собности дл  заполн ющего вещества  вл ютс  временными и обратимыми, в месторождении идет посто нг ьм про цесс изменени  состо ни  между выделением добавки в твердое тело и ее повторным растворением, соответственно смешением с заполн ющим вещ ством, заполн ющее вещество посто н но транспортирует прокладку из доба ки через температурный фронт,

Коэффициент извлечени  нефти опр

20 дел етс  действующим в большом объеме объемным .коэффициентом воздейст ви  заполн ющего вещества Е, и имею щим локальное значение коэффициенто вытеснени  Е ,. Сначала будут описа25 ны процегс .Ыа которые пр ивод т к пов шению коэффициента воздействи  запо н ющего вещества.

Если по указанньш ранее причинам образовалс  канал кг/и углубление.

ницы температур (температурного фрон- зо то в струе не только двр-гжетс  боль- та), который быстрее перемещаетс  вперед, путем вьщелени  твердых частиц временно и обрач имо у:- еньтают поры местррождени  до тех пор, пока вновь поступающее заполн ющее вещество не растворит или не испарит твердые частицы поэтому происходит общее плоскостное и верпосальное выравнивание температурного фронта (границы температур). Примен емое в предлагаемом способе вещество имеет температуру плавлени  вьше.температуры месторождени , обычно выше , хорошо растворимо при заполн емом

ше заполн ющего веществаj но и проходит большее количество добавки, чем в медленно заполн емой части месторожден -ш, так как она доставл  етс  заполн ющим веществом, и запол н ющее вещество движетс  значитель но быстрей, чем те шературньй фронт Чем больше добавки проходит через границу температур, тем больше изме 40 н етс  пропускна - способность, тем меньше становитс  скорость заполн ющего вещества.: тем меньше тепла поступает дл  подогрева прилет ающей части месторождени  и потому дл  пр

веществе - паре к мало растворимо при jj- движен1-{  граниг ы температур этой

части,. В этой части месторо;к,цени  быстрое продвижение температурою г фронта благодар  проведеншо мероп  тий в соответствии с изобретени  замедл етс с Те другие части кест рок.;цен1-1 5 которые расположегоЬ за деп ии глав.ного направлени  поток псскохгьку они преимуществеино име меньвгум пропускную способность ил Cfcc-бо иаблагопр  тное положение, продвигаютс  между тем посто нно вперед, но соответственно медленн Им предоставлена возможность паве С гъшани  (повьшенкл скорости), та

температуре заполн емого месторолс™ дени . Добавку запрессовьшаит вместе с гор чим заполн ющим веществом рез инъектирующую скважину в месторождение и транспортируют до гранигф температур (температурного фронта), где она охлаждаетс , затвердевает., т.е. обычно кристаллизуетс , н в этом месте уменьшает пропускную способность (проницаемость) дл  заполн ющего вещества, Б поступающем затем гор чем заполн ющем веществе добавка раствор етс  или сублимируетс  в соответствии с его физическими

3678622

свойствами и заполн ющее вег ество вместе с растворенной или смешанной с паром добавкой перемещаетс  даль

ше,- пока добавка вновь не достигнет температурного фронта (грани ц 1 температур ). Выделение добавки в твердое тело и изменение пропускной способности дл  заполн ющего вещества  вл ютс  временными и обратимыми, в месторождении идет посто нг ьм процесс изменени  состо ни  между выделением добавки в твердое тело и ее повторным растворением, соответственно смешением с заполн ющим веществом , заполн ющее вещество посто нно транспортирует прокладку из добавки через температурный фронт,

Коэффициент извлечени  нефти определ етс  действующим в большом объеме объемным .коэффициентом воздействи  заполн ющего вещества Е, и имеющим локальное значение коэффициентом вытеснени  Е ,. Сначала будут описаны процегс .Ыа которые пр ивод т к повышению коэффициента воздействи  заполн ющего вещества.

Если по указанньш ранее причинам образовалс  канал кг/и углубление.

то в струе не только двр-гжетс  боль-

о то в струе не только двр-гжетс  боль-

ше заполн ющего веществаj но и проходит большее количество добавки, чем в медленно заполн емой части месторожден -ш, так как она доставл - етс  заполн ющим веществом, и заполн ющее вещество движетс  значительно быстрей, чем те шературньй фронт. Чем больше добавки проходит через границу температур, тем больше изме- 0 н етс  пропускна - способность, тем меньше становитс  скорость заполн ющего вещества.: тем меньше тепла поступает дл  подогрева прилет ающей части месторождени  и потому дл  про0

5

части,. В этой части месторо;к,цени - быстрое продвижение температурою го фронта благодар  проведеншо меропри тий в соответствии с изобретени м замедл етс с Те другие части кесто- рок.;цен1-1 5 которые расположегоЬ за пре- деп ии глав.ного направлени  потока, псскохгьку они преимуществеино имеют меньвгум пропускную способность или Cfcc-бо иаблагопр  тное положение, продвигаютс  между тем посто нно вперед, но соответственно медленнее Им предоставлена возможность павер- С гъшани  (повьшенкл скорости), татч

что n общем выравнивание скорости переме1цени  фронта (границы) температур превра:иаетс  в саморегулирующийс  процесс,

В результате повьшаетс  коэффициент воздействи  заполн ющего вещества , так как оно обрабатывает и вытесн ет нефть из тех частей месторождени , которые иначе были бы недоступны дл  заполн ющего вещества, при этом может быть обеспечено по- вьшение коэффициента вытеснени  нефти Е в локальных област х пористых каналов. Этот локальный эффект про вл етс  преимутцественно в област х заполнени  гор чей водой, где относительно низкий коэффициент вытеснени  может быть значительно повьшен. Если в породах месторождени  р дом текут две фазы, т.е. вода и нефть, одна часть пути потока (пористые кана- ,лы) заполнена (пропускают) нефтью, друга  - пропускает воду. В соответствии с предлагаемы способом гор чее заполн ющее вещество вместе с растворенными или смешанными с ним добавками сначала также движетс  в водопровод щих пористых каналах, однако , так как при охла ;дении пр мо на границе температур сечение этих водопровод щих пористых каналов уменьшаетс  вследствие выделени  твердых добавок, гор чее заполн ющее вещество вынуждено отклонитьс  в содержащие нефть .пористые каналы и вытеснить из них нефть. Таким образом повьпдаетс  также коэффициент вытеснени  Е. Вновь поступающий поток заполн ющего вещества снова захватывает твердые добавки и транспортирует их дальше. В качестве заполн ющего вещества в соответствии с изобретением служат либо гор ча  вода, либо вод ной пар, либо их смесь. Гор ча  вода обычно имеет температуру на входе от 80 до 300°С, преимущественно около 150- , вод ной пар - TeivmepaTypy на входе от ПО до , цреимущественв месторождение ли/м ).

4 (от О

до 300 кг со10

20

достижени  изменени  пропуск- ног способности заполн ющего вещества - гор чей воды примен ют добавку , котора  имеет низкую растворимость в холодной воде (менее 3 кг/м воды при ), хорошую растворимост в гор чей воде (более 5 кг/м Воды при ) и низкую растворимость в нефти (менее 5 кг/н нефти при 20 С) Точка плавлени  добавки находитс  выше температуры месторождени , в 15 большинстве случаев выше , прей- мущественно вьше . В соответствии с услови ми месторождени  добавка должна быть термически и химически стойкой. Примером таких растворимых в гор чей воде добавок  вл ютс  твердые ароматические гидрооксилиро- ванные соединени , как, например, 2,6-дигидроксинафталин или 1,5-ди- гидроксинафталин, замещенные или незамещенные бис-, трис-, тетра-пара- гидроксивенилкан или - алкен или включающие их соединени , как например , лейкоаурин или труднорастворимые аминокислоты, как, например, ту- розин, особенно предпочтительным  вл етс  1,5-дигидроксинафталин.

Если стрем тс  достигнуть изменени  пропускной способности дл  заполн ющего вещества - пара, то при- j- мен ют добавки, точка плавлени  которых также лежит выше температуры месторождени , в большинстве случаев выше 120 С и которые при этой температуре при давлении пара соответст- Q вующей величины наход тс  в газообразном состо нии. Это соответствует при 300°С давлению пара более чем 0,0 бар, преимущественно более чем 0,03 бар. Добавки имеют низкую раст- g воримость в холодной воде и нефти, а также хорошую термическую и химическую стойкость в услови х месторождени . Примером таких способных к суб30

лимации соединений  вл ютс  высоко- но 200-350 с, смесь гор чей воды и молекул рные соединени  с жесткой вод ного пара обычно имеет темцерату- молекул рной структурой, например«9,

0-антрахином или акридон.

Соответствующий изобретению способ применим либо при вытеснении нефти с помощью гор чей воды с растворимой в гор чей воде добавкой, а также при вытеснении нефти паром с испар ю;ру на вход от 150 до , причем речь идет о смеси пара и конденсата - мокром паре различного качества. Термины вода и гор ча  вода охватывают либо поданные вместе с паром капли воды, а также пароконденсат, пресную воду и воду различной степени засоленности, как она поступает

55

щейс  в паре добавкой. Так как при заполнении паром обычно ввод т мок367862

в месторождение ли/м ).

0

0

достижени  изменени  пропуск- ног способности заполн ющего вещества - гор чей воды примен ют добавку , котора  имеет низкую растворимость в холодной воде (менее 3 кг/м воды при ), хорошую растворимость в гор чей воде (более 5 кг/м Воды при ) и низкую растворимость в нефти (менее 5 кг/н нефти при 20 С). Точка плавлени  добавки находитс  выше температуры месторождени , в 5 большинстве случаев выше , прей- мущественно вьше . В соответствии с услови ми месторождени  добавка должна быть термически и химически стойкой. Примером таких растворимых в гор чей воде добавок  вл ютс  твердые ароматические гидрооксилиро- ванные соединени , как, например, 2,6-дигидроксинафталин или 1,5-ди- гидроксинафталин, замещенные или незамещенные бис-, трис-, тетра-пара- гидроксивенилкан или - алкен или включающие их соединени , как например , лейкоаурин или труднорастворимые аминокислоты, как, например, ту- розин, особенно предпочтительным  вл етс  1,5-дигидроксинафталин.

Если стрем тс  достигнуть изменени  пропускной способности дл  заполн ющего вещества - пара, то при- j- мен ют добавки, точка плавлени  которых также лежит выше температуры месторождени , в большинстве случаев выше 120 С и которые при этой температуре при давлении пара соответст- Q вующей величины наход тс  в газообразном состо нии. Это соответствует при 300°С давлению пара более чем 0,0 бар, преимущественно более чем 0,03 бар. Добавки имеют низкую раст- g воримость в холодной воде и нефти, а также хорошую термическую и химическую стойкость в услови х месторождени . Примером таких способных к суб0

55

щейс  в паре добавкой. Так как при заполнении паром обычно ввод т мокрый nap, можно далее вводить летучую добавку, а также растворимую в гор чей воде мокрого пара добавку, либо также обе эти добавки совместно, либо одну после другой. Летуча  (испар юща с ) добавка оказывает свое воздействие , измен ющее пропускную способность , при переходе от газообразного в твердое состо ние на границе ig конденсации газа,в то врем  как ра ст- ворима  в гор чей воде добавка про вл ет себ  при переходе из зоны гор чей воды в зону холодной воды так

долго, пока она не будет повторно ра- J5 изменени  объема пор (PV) составл - створена во вновь поступающей гор ™ :ет 0,46, при содержании добавки 0,84%

ва. Она может вводитьс  также в виде насыщенного раствора.

Изменение пропускной способности характеризуют фактором изменени  R, отношением пропускной способности после введени  добавок к первоначальной пропускной способности. Необходимо небольшое количество добавок при выполнении способа с целью изменени  пропускной способности. Из 1римера 1 табл.2 видно, что в случае добавки А при содержании добавки только в количестве 0,64 % фактор

чей воде и не будет транспортироватьс  дальше, причем гор ча  вода образуетс  частично как вода мокрого па ра, частично в результате конденсации пара и может также содержать некоторое количество вводимой воды и вода месторождени . Предлагаемый способ при заполнении гор чей водой обеспечивает как повышение коэффициента воздействи  заполнени  Е, так и коэффициента вытеснени  Е при заполнении паром, когда по вл етс  опасность oбpaзoвaнIiЯ  зыков и провалов j образовани  паровых каналов в верхней части мощного пласта, Предла- гае1«.1Й способ можно использовать на всех месторождени х, которые пригодны дл  термически: способов извлечени , особенно дл  нефти с плотностью между 1 и 25° АРУ, в зкостью между 20 и 100000 мРа, пористостью пород месторождени  вьппе 15 % и пропускной способностью вьше 0,05х К10- %4

Так как температурный фронт {гра- тща температур) перемещаетс  значительно медаенней, чем фронт запол - н ющего вещества, способ как при заполнени ,, так и во врем  выполнени  процесса заполнени  путем досьшки дополнительных добавок . Добавки ввод тс  с заполн ющим веществом в концентрации от 0,0002 до 0,3 кг добавки/кг заполн ющего вещества . Если добавка вводитс  обычным путем, то концентраци  составл ет от 0,0002 до 0,5 кг добавки/кг зафактор изменени  PV - 0,22, при содержании добавки 1,37 % фактор изменени  PV - 0,04 Это означает, что

2Q при выделении добавки А в твердом виде при содержании только 0,64 % объем пор уменьшаетс  настолько, что обеспечивает изменение пропускной способности почти наполовину

25 (0,45). Если PV заполн ют добавкой в количестве 0,84 %, пропускна  способность составл ет только 22 % и при заполнении PV с содержанием добавки 1,37 % только 4 % п рвоначаль30 ной величиньи

В примере 2 показано, что введени , cyблиIvIиpyeмpй с помощью пара добавки также измен ет пропускную способность . Во врем  опытов без добавки вследствие низкой в зкости пара по сравнению с водой перепад давлений снималсй и не поддавалс  измерению при PV более 1,8, при проведении экспериментов с введением добавки В перепад давлени  между входом и выходом образца всегда больше, пропускна  способность пород дл  пара сншка- етс . Дл  месторож;7,ени  изменение пропускной способности дат  паровой

.g фазы означает уменьше гае отношени  подвижностей М, что всего выражаетс  в повь шении oobef-sHoro гсозф фициента зоздейстзк  заполнител , В то врем  как примеры 1 и 2 доgj , каэынают, что добавка может быть

введена в породу и снижает в ней пропускную способность дл  вод ной паро вой фазы примеры 3 и 4 псказывэюТ} изменение пропускной способности

35

40

полн ющего вещества, если она вводит- 55 «братимьм, что вьщеливша с  с  в чрезвычайном пор дке дл  обра- .цобазка может быть вновь растворена зовани  запирающей подушки, то концентраци  составл ет от 0,002 до

0,3кг добавки/кг заполн ющего вещест

и транспортироватьс  дальше« Найден- ш-ш в призере 3 велнчитг фактора изменени  R при частичном удалении дова . Она может вводитьс  также в виде насыщенного раствора.

Изменение пропускной способности характеризуют фактором изменени  R, отношением пропускной способности после введени  добавок к первоначальной пропускной способности. Необходимо небольшое количество добавок при выполнении способа с целью изменени  пропускной способности. Из 1римера 1 табл.2 видно, что в случае добавки А при содержании добавки только в количестве 0,64 % фактор

фактор изменени  PV - 0,22, при содержании добавки 1,37 % фактор изменени  PV - 0,04 Это означает, что

Q при выделении добавки А в твердом виде при содержании только 0,64 % объем пор уменьшаетс  настолько, что обеспечивает изменение пропускной способности почти наполовину

5 (0,45). Если PV заполн ют добавкой в . количестве 0,84 %, пропускна  способность составл ет только 22 % и при заполнении PV с содержанием добавки 1,37 % только 4 % п рвоначаль0 ной величиньи

В примере 2 показано, что введение , cyблиIvIиpyeмpй с помощью пара добавки также измен ет пропускную способность . Во врем  опытов без добавки вследствие низкой в зкости пара по сравнению с водой перепад давлений снималсй и не поддавалс  измерению при PV более 1,8, при проведении экспериментов с введением добавки В перепад давлени  между входом и выходом образца всегда больше, пропускна  способность пород дл  пара сншка- етс . Дл  месторож;7,ени  изменение пропускной способности дат  паровой

g фазы означает уменьше гае отношени  подвижностей М, что всего выражаетс  в повь шении oobef-sHoro гсозф фициента зоздейстзк  заполнител , В то врем  как примеры 1 и 2 доj , каэынают, что добавка может быть

введена в породу и снижает в ней пропускную способность дл  вод ной паровой фазы примеры 3 и 4 псказывэюТ} изменение пропускной способности

5

0

«братимьм, что вьщеливша с  .цобазка может быть вновь растворена

и транспортироватьс  дальше« Найден- ш-ш в призере 3 велнчитг фактора изменени  R при частичном удалении добавки А при приведены в табл.5. Пример А показывает, что при заполнении с PV 1,4 водой при 174°С фактор изменени  R равен 0,92 и добавка А может быть полностью растворена- и удалена из образца (керна). Отклонение фактора изменени  от теоретической величины 1 объ сн етс , с одной стороны, допусками измерений, с другой стороны, возможными структурными изменени ми керна на основе качественных скрытых процессов, содержащих глину минералов

I

Примеры 5 и 6 показывают, что име-.

ет место изменение пропускной способности , а также более полное извлечение нефти при использовании предлагаемого способа заполнени  гор чей водой также при наличии нефти в породах месторождени . Коэффициент вытеснени  нефти (табл,8 и 10) при обычном заполнении гор чей водой без присадки добавок составл ет 0,34;- 0,35; и 0,33, при заполнении в соответствии с изобретением с добавкой А - 0,46 и 0,42, при заполнении с добавкой С - 0,46 и Oj49 и при заполнении с добавкой Д 0,45 и 0,47. Это означает как при применении добавки А, так и при применении добавок С и Д увеличение полноты извлечени  нефти . В то врем  как увеличение объемного коэффициента заполнени  на основе изменени  пропускной способности и  вл ющеес  результатом этого повышение отношени  подвижностей Н могут быть рассчитаны, коэффициент вытеснени  Е . может быть пр мо определен в заполн ющей аппаратуре.

повышенному объемному коэ.)фн  &нту воздействи  заполнени  П в месторождении , который не может быть вы влен в маленьком керне (образце), а может быть проверен только при полевых испытани х. Величины извлечени  цефти в табл. -7 показывают, что введение в виде пара добавки В не ухуд10 шает значение другой компоненты общего коэффициента извлечени  нефти, а именно коэффициента вытеснени .

Пример 1. Изменение пропускной способности в жидкой фазе.

15 Дл  испытаний по заполнению прин т в качестве модели формации цилинд рический выбуренный керн песчаника Valendis с пористостью 23 %, пропускной способностью в диапазоне от 0,9

20 до 2,5-1С7 м , диаметром 3,9. см и

длиной 50 см. Каждый керн был помещен в стальную трубу и залит с обеих сторон термостойким цементом.Затем сталь на  труба своей передней частью бы25 ла приварена к фланцу. Таким образом подготовленный керн вакуумирова- ли, заполн ли двуокисью углерода, вновь вакуумировали и насыщали деио- низированной водой. При перекачивании

30 деионизированной воды при 20°С измер ли перепад давлени  между входом керна и выходом керна. С помощью уравнени  Дарси рассчитывали первоначальную пропускную способность керна.

В герметичном, термостатическом устройстве дл  заполнени , которое было оборудовано термоизмерительным приспособлением, манометрами на входе и выходе, а также запорным венти- 40 лем, был вмонтирован керн и под дав35

лением нагрет до 150 С. В нагревателе с кип щим слоем дейонизированна  Пример 7 показывает, что при за- вода нагревалась на 150°С и прокачи- полнении паром содержащего нефть кер- валась через емкость с добавками, на с-наход щейс  в паровой фазе добав-45 Р УР которой бьша равна 150 С. кой путем применени  предлагаемого В емкости с добавками находилась в способа перепад давлений между входом стекл нной вате добавка А, свойства в керн и выходом из него значительно повьциапс . Этот повьшенньй перепад соответствует уменьшившейс  про- 50 пускной способности и таким образом

которой -приведены ниже.

Химический состав добавки А 1,5-дигидроксинафталин; т. пл. плотность 1,5010 кг/м .

Растворимость в дистиллированной воде

Температура, с 20 60- 100. 150 160 170 180 i 200 250

Растворимость,

кг/м 0,46 1,12 2,8 10 13

повышенному объемному коэ.)фн  &нту воздействи  заполнени  П в месторождении , который не может быть вы влен в маленьком керне (образце), а может быть проверен только при полевых испытани х. Величины извлечени  цефти в табл. -7 показывают, что введение в виде пара добавки В не ухуд0 шает значение другой компоненты общего коэффициента извлечени  нефти, а именно коэффициента вытеснени .

Пример 1. Изменение пропускной способности в жидкой фазе.

5 Дл  испытаний по заполнению прин т в качестве модели формации цилиндрический выбуренный керн песчаника Valendis с пористостью 23 %, пропускной способностью в диапазоне от 0,9

0 до 2,5-1С7 м , диаметром 3,9. см и

длиной 50 см. Каждый керн был помещен в стальную трубу и залит с обеих сторон термостойким цементом.Затем стальна  труба своей передней частью бы5 ла приварена к фланцу. Таким образом подготовленный керн вакуумирова- ли, заполн ли двуокисью углерода, вновь вакуумировали и насыщали деио- низированной водой. При перекачивании

0 деионизированной воды при 20°С измер ли перепад давлени  между входом керна и выходом керна. С помощью уравнени  Дарси рассчитывали первоначальную пропускную способность керна.

В герметичном, термостатическом устройстве дл  заполнени , которое было оборудовано термоизмерительным приспособлением, манометрами на входе и выходе, а также запорным венти- 0 лем, был вмонтирован керн и под дав5

лением нагрет до 150 С. В нагревателе с кип щим слоем дейонизированна  вода нагревалась на 150°С и прокачи- валась через емкость с добавками, которой бьша равна 150 С. В емкости с добавками находилась в стекл нной вате добавка А, свойства

которой -приведены ниже.

Химический состав добавки А 1,5-дигидроксинафталин; т. пл. плотность 1,5010 кг/м .

17 21 33 100

..Ьа.

Насьпценный при раствор добавки А вводилс  в керн. После протекани  количества жидкости, которое соответствует минимуму пористости керна PV 1, введение прекращалось и керн охлаждалс  до 20°С Благодар  этому инициировалось выделение добавки в твердом виде в керне и достигалось насыщение объема пор добавкой А,Q и длиной 60 см описанного в приме- Затем определ лась пропускна  способность (проницаемость) при 20°С. Соответствующее изобретению изменение пропускной способности (проницаемости ) выражалось фактором изменени  R - отношением проницаемости после насьпдени  добавкой к первоначальной проницаемости. Аналогичные процеду ры повтор ли с одинаковыми кернами

ре 1 песчаника Valendis. Вмонтирова ный в стальную трубу керн бьш вакуу мирован, заполнен двуокисью углерода , снова вакуумирован и насьщен 15 деионизированной водой. Деионизиро- ванную воду посто ннь1ми позици ми закачивают в подогреватель с кип щи слоем заполн ющего устройства. При рообразовании получают насьпценньй

при 160, 170 и 180°С с насьпценным при 20 пар с 275 С. В емкости с добавкой

соответствующей температуре раствором добавки А, Дл  сравнени  затем бып выполнен опыт заполнени  без добавки А чистой водой при 150°С.

Результаты собраны в табл.. Коли- 25 чество в PV1 оставшейс  твердой Добав ки (насыщение S в объемном проценВыход щий из емкости с добавкой, насыщенньй при 2 добавкой В пар вводили в керн. Процесс (величина) перепада давлени  между входом керна и выходом керна фиксировалс .

Дл  сравнени  бьш проведен аналогичный эксперимент без добавки В, однако в тех услови х, , Результаты представлены в табл,2. Примерз, Изменение проницае мости.

Керн по примеру 1 при 160°С, об работанный насыщенным раствором с добавкой А при этой температуре и затем охлажденный бьш заполнен гор чей водой при , Каждьй раз после введени  1 PV систему охлаждали до , измер ли перепад давлений при протекании воды с температурой 20®С и рассчитьгаали проницаемостьо Фактор изменени  после частичного выделени  получали как отношение полученной проницаемости к первоначальной проницаемости .

Результаты помещены в табл.3.

те) определ лось из сравнени  растворов добавки до и после охлаждени .

В табл.1 приведено изменение проницаемости как функции насьпцени  пор породь добавкой А,

П р и м е р 2. Изменение проницаемости в паровой фазе.

Использовали керн диаметром 6 см

и длиной 60 см описанного в приме-

ре 1 песчаника Valendis. Вмонтированный в стальную трубу керн бьш вакуу- мирован, заполнен двуокисью углерода , снова вакуумирован и насьщен деионизированной водой. Деионизиро- ванную воду посто ннь1ми позици ми закачивают в подогреватель с кип щим слоем заполн ющего устройства. При парообразовании получают насьпценньй

находитс  сублимирующа с  добавка В, пропитывающа  стекл нную вату, В табл.З помещены физические данные добавки В.

Химический состав добавки В - 9,10-антрахинон; т,пл, 286°С; плотность 1,4410 кг/м,

Пример4. Полна  обратимость изменений проницаемости.

В примере 1 при 170°С обработанный при этой температуре насыщенным раст- вором добавки А и затем охлажденньй керн был заполйен водой в количестве 1,4 PV при . Затем была провере на проницаемость при 20°С,

Результаты приведены в табл.4.

В заключение керн бьш исследован на остаточное количество добавки. Оно показало отсутствие остатка добавки А.

П р и м е р 5, Извлечение нефти из керна путем заполнени  гор чей водой .

Вырезанные цилиндрические керны из песчашжа Valendis с пористостью 23 %5 проницаемостью 0,9-1,2 м -10 , диаметром 6 см и длиной 60 см бьши аналогично примеру 1 вмонтированы в стапьную трубу, заполнены двуокисью углерода и насыщены деионизированной

II13

водой, в заключение они были заполнены при услови х, аналогичных усло- ви м залегани  месторождени , при 50°С и среднем давлении 30-35 бар сырой нефтью. Сыра  нефть имела в зкость 1200 мРа.с при 20°С, 210 мРа.с при 44 С, 7ГмРа.с при и плотность 0,938 при 20°С, 0,889 при 44°С. Бьто достигнуто первоначальное за- полнение нефтью на 87-92% объема пор.

В герметичном, термостатическом устройстве дл  заполнени  был помещен насыщенный нефтью керн, В нагре- вателе с кип щим слоем деионизирован на  вода была нагрета до 180°С и про

В устройстве дл  заполне ни  моделировалось продвижение температурного фронта в месторождении описанным ниже образом. Встроенный в стальную трубу керн находилс  к началу эксперимента за пределами термостатическо с температурой 180°С нагревательной камеры и имел температуру . Во врем  процесса заполнени  стальную трубу с керном медленно с посто нной скоростью вдвигали в нагревательную камеру. Температурньй фронт всегда находилс  на входе в нагревательную камеру. Процесс изменени  температуры контролировалс  по всей длине керна термодатчиком.

Вытекающую из керна жидкость собирали в сепаратор и после протекани  1,8-2,2 PV определ ли выделившеес  количество нефти. Табл.5 содер -. жит результаты испытаний трех сравнительных экспериментов без применени  добавок, трех экспериментов по

Растворимость в дистиллированной воде и моделируемой воде месторождени 

20 40 60 80 100 1200

т,°с

Р в диет.воде.

62

12

пущена через емкость с добавками при посто нной температуре 180 С, в которой в стекл нной вате находилась добавка А или добавка С. При протекании через емкость с добавками получалс  насыщенный добавкой А или добавкой С раствор, который вводили в керн.

Характеристики растворов добавки А ухе приведены в примере 1 табл.1. Ниже приведены физические характеристики добавки С.

Химический состав добавки С: т розин ; т. пл. плотность 1,46-10 кг/м

заполнению с добавкой А и двух экспериментов по заполнению с добавкой

С.

Пример 6. Извлечение нефти путем дополнени  гор чей водой.

Описанным в примере 5 методом в таком же керне и с той же сырой нефтью были проведены эксперименты по вытеснению нефти с применением добавки Д. Услови  проведени  экспериментов быпи идентичны услови м в примере 5, только заполнение осуществл лось при немного более низком среднем давлении 20-25 бар. Ниже приве- дены физические характеристики добавки Д, в табл.б1-приведены результаты испытаний сравнительных зксйе- риментов без применени  добавки и двух экспериментов с добавкой Л.

Химический состав добавки Д: 4,4- игидроксибифенил т. пл. 275 С. Плотость 1,25.

Пример 7. Заполнение паром насьпценного нефтью керна.

Подготовка керна и его заполнение сырой нефтью осуществл лось так же, как это описано в примере 5,

При выпаривании деионизированной воды в нагревателе с кип щим слоем заполн ющего устройства получали насыщенный пар с температурой при.пропускании через емкость с заполнителем , имеющей посто нную температуру , пар при этой же температуре насыщали сублимирующейс  добавкой В и вводили в насьщенный нефтью керн. Перемещение температурного фронта моделировали ранее описанным методом, К началу эксперимента заключенный в стальную трубу керн находилс  за пределами имеющей посто нную температуру 245°С нагревательной камеры заполн ющего устройства и имел температуру 21°С. В процессе заполнени  керн медленно с посто нной скоростью вводили в нагревательную камеру. Температурный фронт находилс  на входе в нагревательную камеру. Эксперимент по насыщению пара добавкой В повтор ли при несколько измененных услови х. Затем был проведен сравнительный эксперимент без добавки В,

Результаты сведены в табл.7,.

Claims (2)

1.Способ извлечени  нефти из подземного нефт ного месторождени  путем нагнетани  через нагнетательную скважину теплоносител  в виде гор чей воды и/или пара, содержащего добавки, малорастворимые в воде и

нефти при температуре месторождени  и хороио растворимые или испар ющиес  в теплоносителе, которые перемещают по пласту вспомогательным теплоносителем , они временно и обратимо

уменьшают поры пласта путем осаждени  в виде твердых частиц, пока твердое вещество не растворитс  или испаритс  под действием вновь поступающего теплоносител , отличаюЩ и и с   тем, что, с целью повьше- ни  эффективности способа, с теплоносителем в пласт в качестве добавки закачивают 1,5-дигидроксинафталин или 4,4-дигидроксибифеннп, или 9,10антрахинон в концентрации от 0,0002 до 0,3 кг/кг, а теплоноситель с добавками перемещают по пласту вспомогательным теплоносителем, преимущественно к той части температурного

фронта, котора  перемещаетс  быстрее,

2.Способ по п,I, отличающийс  тем, что в качестве вспомогательного теплоносител  в пласт наг- четают гор чую воду и/или пар. .

PV : объем пор

Фактор изменений R: отношение проницаемости после иасьпцени  добавкой

к исходной проницаемости

Насыщение S.: насыщение добавкой, % PV

71367862

Таблица 2

Количество введенного

(PV воды) .

Температура заполнени , С

Первоначальна  проницаемос

м ,

Норма введени ,

м с- -10-

Перепад давлений, бар

Проницаемость, м

Фактор изменени  R

Насьпдение S, % PV

19

136786220

Таблица 4

, 1367862

Т

Заполнение паром насыщенного ДобавкаНет

Начальное насьпцение нефтью

Sol0,87

Начальна  температура кернад С 21 Температура заполнени , С 245

Транспортирующа  способность

пара, кг/кг-

Норма заполнени , м -с- 10 20,5

Скорость перемещени  парового

фронта, м ,65

Расчетное насьщение добавкой S ,

% PV -

Перепад давлени  после 2,0 PVj

бар 1,5

Перепад давлени  после 3,0 PV,

бар

Перепад давлени  после 3,8 PV

бар

Количество введенного заполнител  при прорыве пара, PV

Коэффициент вытеснени  Б

С

t

Остаточное насыщение нефтью