SU1645475A1 - Method of exploitation oil field - Google Patents
Method of exploitation oil field Download PDFInfo
- Publication number
- SU1645475A1 SU1645475A1 SU884485050A SU4485050A SU1645475A1 SU 1645475 A1 SU1645475 A1 SU 1645475A1 SU 884485050 A SU884485050 A SU 884485050A SU 4485050 A SU4485050 A SU 4485050A SU 1645475 A1 SU1645475 A1 SU 1645475A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- oil
- combustion
- ammonium nitrate
- combustion front
- heat
- Prior art date
Links
Description
ii
(21)4485050/03(21) 4485050/03
(22)15.08.88(22) 08/15/88
(46) 30.04.91. Бюл. Р 16(46) 04.30.91. Bul P 16
(71)Казахский межотраслевой научно- технический центр СВС(71) Kazakh interdisciplinary scientific and technical center of SVS
(72)Г.И. Ксандогтуло, В.А.Иванов, А.А.Сагиндыков, Ю.В.Антнпоь, В.А.Симонов , И.А.Кошкинов и А.Мурзагалпев(72) G.I. Ksandogtulo, V.A. Ivanov, A.A.Sagindykov, Yu.V.Antnpo, V.A.Simonov, I.A.Koshkinov and A.Murzagpev
(53)6.22.276 (088.8)(53) 6.22.276 (088.8)
(56)Маннцер Т.Я. Обзор патентов пи термическим способам добычи нефти, Сер. Добыча, М.: ВНИИОЭНГ, 1970, с. 42-43.(56) Mannzer T.Ya. Review of patents on thermal methods of oil extraction, Ser. Mining, Moscow: VNIIOENG, 1970, p. 42-43.
(54)СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ(54) METHOD FOR DEVELOPING OIL FIELDS
(57)Изобретение относитс к нефтедобывающей пром-сти. Цель - повышение нефтеотдачи пластов и увеличение устойчивости фронта горени . В пласте(57) The invention relates to an oil producing industry. The goal is to increase oil recovery and increase the stability of the combustion front. In reservoir
осуществл ют инициирование фронта горени . Через нагнетательные скважины закачивают воздух и жидкий теплоноситель , в качестве которого используют 50-65%-ный водный раствор нитрата аммони . Фронт горени перемещают от нагнетательных скважин к добывающим. Разложение нитрата аммони начинает происходить при i-pe выше 210°С, что всегда достижимо в услови х выжженной зоны тепловой волны сверхвлажного внутрипластового горени . Эффект от использовани данного способа обуславливаетс повышением кол-ва добываемой нефти за счет реагентной интенсификации внутрипластового горени при закачке в пласт в качестве теплоносител раствора нитрата аммони . 1 табл.initiate the combustion front. Through the injection wells pumped air and heat-transfer fluid, which is used as a 50-65% aqueous solution of ammonium nitrate. The combustion front is moved from the injection wells to the producing ones. The decomposition of ammonium nitrate begins to occur at i-pe above 210 ° C, which is always achievable under the conditions of the scorched zone of the thermal wave of the super-humid intra-layer combustion. The effect of using this method is due to an increase in the number of produced oil due to the reagent intensification of in-situ combustion during injection into the reservoir as a coolant ammonium nitrate solution. 1 tab.
W W
№No
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано дл увеличени коэффициента нефтеотдачи пластов при разработке месторождений методом внутри- пластового горени нефти.The invention relates to the oil industry and can be used to increase the coefficient of oil recovery in the development of deposits by the method of intra-layer combustion of oil.
Целью изобретени вл етс повышение нефтеотдачи пластов и увеличение устойчивости фронта горени .The aim of the invention is to increase oil recovery and increase the stability of the combustion front.
Сущность способа заключаетс в том, что тепло выжженной зоны пласта с физико-химической точки зрени целесообразно использовать не только дл испарени воды (чисто теплотехнический прием), но и дл -шло- ермичоского запуска реакции разложени нитрата аммони , сопровождающейс в дальнейшем выделением тепла, и, самое главное, веществ, ускор ющих внутрипластовое горение монооксида азота и кислорода (физико-химический прием).The essence of the method lies in the fact that it is advisable to use the heat-scorched zone of the reservoir from a physico-chemical point of view not only to evaporate water (purely heat engineering technique), but also to start the reaction of ammonium nitrate decomposition, followed by heat release, and Most importantly, substances that accelerate the in situ combustion of nitrogen monoxide and oxygen (physico-chemical method).
Разложение нитрата аммони начинает происходить при температуре выше 210 С, что всегда достижимо в услови х выжженной зоны тепловой волны сверхвлажного внутрипластового горени . Так как разложение нитрата аммони происходит в выжженной зоне непосредственно вблизи фронта горени The decomposition of ammonium nitrate begins to occur at temperatures above 210 ° C, which is always achievable under the conditions of the scorched zone of the thermal wave of the super-humid intralayer combustion. Since the decomposition of ammonium nitrate occurs in the burned area immediately near the combustion front
оabout
ьЈъ СЛСЈъ СЛ
1 ел1 ate
или во фронте горени , то выделившие- с при этом кислород и окислы азота активно воздействуют на тону горени , что выражаетс в повышении устойчивости распространени фронта горени , температура которого значительно вы те, чем при закачке в пласт воды в том же количестве. Сохранение водовоздушного отношени на том же уровне ю Давление воздуха в кернодержателе быпозвол ет эффективно перебрасывать тепло из выжженной зоны в область впереди фронта горени , что позвол ет прогревать нефтенасыщенную породу перед фронтом горени на значительном 15 от него рассто нии.or in the combustion front, the oxygen and nitrogen oxides that are released with it actively act on the burning tone, which is expressed in an increase in the stability of the propagation of the combustion front, the temperature of which is much higher than in the case of water injection in the same amount. Maintaining the air / water ratio at the same level. The air pressure in the core holder allowed the heat to be transferred efficiently from the burned zone to the area ahead of the combustion front, which allows the oil saturated rock to be warmed up at a considerable distance from the front of the burning front.
Возможность осуществлени данного способа подтверждена лабораторными экспериментами. В лабораторных экспело посто нным дл всех опытов и составл ло 2,0 МПа. Использование в качестве теплоносител водного раствора нитрата аммони с концентрацией ниже 50% приводит к ухудшению показателей процесса - снижаетс температура фронта горени и коэффициент вытеснени нефти (см. табпицу). Применение раствора нитрата аммони с концентрариментах использовали нефтенасыщенный 20 выше 65% затруднено из-за плохойThe possibility of this method is confirmed by laboratory experiments. In the laboratory, the experiments were constant for all experiments and were 2.0 MPa. The use of an aqueous solution of ammonium nitrate with a concentration below 50% as a heat carrier leads to a deterioration of the process performance — the temperature of the combustion front and the oil displacement coefficient decrease (see table). The use of a solution of ammonium nitrate with concentrates used oil 20 above 65% is difficult due to poor
коллектор месторождени . Нефтенасы- щенность кернового материала составила 41,2%. Характеристики нефти: плотность 943 кг/м3, в зкость 1100 мПа-с (20°С).reservoir collector. The oil saturation of core material was 41.2%. Oil characteristics: density 943 kg / m3, viscosity 1100 mPa-s (20 ° С).
Порода представл ет собой смесь несцементированных песчаников, песков и алевролитов с основным содержанием (90 мас.%) фракции 0,05-0,25 мм. Минералогический состав, мас.%: кварц 30, полевые шпаты 25, обломки породы 45.The rock is a mixture of uncemented sandstones, sands and siltstones with the main content (90 wt.%) Of the fraction 0.05-0.25 mm. Mineralogical composition, wt.%: Quartz 30, feldspar 25, rock fragments 45.
Эксперименты проводили на лабораторной установке высокого давлени , основной частью которой вл етс кер- нодержатель, выполненный в виде теплообменника типа труба в трубе. Кернодержатель представл ет собой тонкостенную трубу с внутренним диаметром 50 мм (толщина стенки 1,5 мм), котора помещена в толстостенный кожух . Давление в кожухе и внутри кер- нодержател поддерживаетс одинаковым . Тонка стенка модели пласта и воздушна прослойка между стенкой кернодержател и кожухом позвол ет значительно снизить теплопотери от фронта горени на стенку модели, а это, в свою очередь, позвол ет исключить предварительный прогрев материала коллектора дл образовани и распространени фронта горени . Длина набивки нефтенасыщенной породы составл ет 700 мм. Кернодержатель снабжен по оси термопарным карманом. Кернодержатель загружалс нефтенасыщенной породой Инициирование процесса горени проводили с помощью твердого топлива, помещенного в верхнюю частьThe experiments were carried out in a laboratory high-pressure installation, the main part of which is a core holder, made in the form of a tube-in-tube heat exchanger. The core holder is a thin-walled tube with an inner diameter of 50 mm (wall thickness of 1.5 mm), which is placed in a thick-walled casing. The pressure in the shell and inside the core holder is kept the same. The thin wall of the formation model and the air gap between the core holder wall and the casing significantly reduces heat loss from the combustion front to the model wall, and this, in turn, eliminates the preliminary heating of the collector material to form and propagate the combustion front. The packing length of oil-saturated rock is 700 mm. The core holder is provided with an axial thermocouple pocket. Core holder was loaded with oil-saturated rock. The initiation of the combustion process was carried out with the help of solid fuel placed in the upper part
кериодержател . В качестве твердого топлива использовали кокс или углеще- лочной реагент. Воспламенение твердого топлива проводили с использованием химических реагентов. Температуру тепловой волны и скорость ее распространени биксировали с помощью четырех стационарно расположенных термопар.keriroderzhatel. Coke or carbon dioxide reagent was used as a solid fuel. Solid fuel ignition was performed using chemical reagents. The temperature of the heat wave and its velocity of propagation were fixed with the help of four stationary thermocouples.
ло посто нным дл всех опытов и составл ло 2,0 МПа. Использование в качестве теплоносител водного раствора нитрата аммони с концентрацией ниже 50% приводит к ухудшению показателей процесса - снижаетс температура фронта горени и коэффициент вытеснени нефти (см. табпицу). Применение раствора нитрата аммони с концентра0was constant for all experiments and was 2.0 MPa. The use of an aqueous solution of ammonium nitrate with a concentration below 50% as a heat carrier leads to a deterioration of the process performance — the temperature of the combustion front and the oil displacement coefficient decrease (see table). Application of ammonium nitrate solution with concentration 0
5five
5five
00
5five
00
5five
растворимости реагента при дальнейшем повышении его содержани в растворе .solubility of the reagent with a further increase in its content in the solution.
Пример 1. Кернодержатель набивалс материалом коллектора. В верхнюю часть кернодержател помещали зар д твердого топлива и химический реагент дл инициировани процесса горени . Затем в модель пласта подавалс воздух с расходом 0,36 м3/ч. При прокачивании определенной порции воды наблюдалось бурное выделение тепла, что приводило к воспламенению зар да твердого топлива с дальнейшим инициированием очага горени в нефтенасыщенной пористой среде. После образовани устойчивого фронта горени в модель нагнеталась в качестве теплоносител вода. Водовоэдушное отношение составило 1,25-10 5 м3/нм3. Образующийс вначале процесса высокотемпературный фронт с температурой 490- 520°С по мере нагнетани в модель воды носит затухакэдий характер и температура в конце проведени эксперимента составила 120-200°С. Проведенные параллельно эксперименты указывают на крайне неустойчивый режим горени с большими по амплитуде колебани ми температуры в тепловой волне. Коэффициент использовани , кислорода не превышает 45%. Скорость распространени тепловой волны также значительно измен етс в ходе проведени опыта .. Достигнутый коэффициент вытеснени нефти из модели пласта составл ет 24,5-42,0%.Example 1. A core holder was packed with collector material. A charge of solid fuel and a chemical reagent were placed at the top of the core holder to initiate the combustion process. Air was then introduced into the formation model at a flow rate of 0.36 m3 / h. During the pumping of a certain portion of water, a vigorous release of heat was observed, which led to the ignition of the charge of solid fuel with the further initiation of the center of combustion in the oil-saturated porous medium. After the formation of a stable combustion front, water was injected into the model as a heat carrier. The water ratio was 1.25-10 5 m3 / nm3. The high-temperature front formed at the beginning of the process with a temperature of 490-520 ° C as the water is pumped into the model has a decay character and the temperature at the end of the experiment was 120-200 ° C. Experiments carried out in parallel indicate an extremely unstable combustion regime with large amplitudes of temperature fluctuations in a thermal wave. The utilization rate of oxygen does not exceed 45%. The rate of heat wave propagation also varies significantly during the course of the experiment. The achieved oil displacement rate from the formation model is 24.5-42.0%.
Пример 2. Эксперимент проводилс аналогично примеру 1. ВместоExample 2. The experiment was carried out analogously to example 1. Instead of
516516
воды п модепь и качестве теплоносител иода нале л 50%-ный водный раствор нитрата аммони . Отношение объема закачиваемого раствора нитрата аммони к объему нагнетаемого воздуха составило 1,25-10 3 м3/нм3. В ходе эксперимента наблюдалось образование ус- |тойчивого фронта горени с температурой 505-520°С. При этом происходило снижение колебаний температуры в тепловой волне и стабилизаци скорости распространени фронта горени . Коэффициент использовани кислорода ранен 74,6%. Коэффициент вытеснени нефти составил 70,0%.water and modem and the quality of the coolant iodine nale 50% aqueous solution of ammonium nitrate. The ratio of the volume of the injected ammonium nitrate solution to the volume of injected air was 1.25-10 3 m3 / nm3. During the experiment, a stable combustion front with a temperature of 505–520 ° C was observed. There was a decrease in temperature fluctuations in the heat wave and stabilization of the velocity of the combustion front. Oxygen utilization rate wounded 74.6%. The oil displacement ratio was 70.0%.
Пример 3. Эксперимент проводилс аналогично примерам 1 и 2. При этом в модель пласта закачивалс 65%- ный водный раствор нитрата аммони с отношением объема закачиваемого раствора к объему нагнетаемого воздуха 1,50-10 э м3/нмэ . Образуетс устойчивый Лронт горени с температурой 515- 520°С. Коэффициент использовани кис- лорода составил 88% при коэффициенте вытеснени нефти 76,9%.Example 3. The experiment was carried out similarly to examples 1 and 2. In this case, a 65% aqueous solution of ammonium nitrate was injected into the formation model with a ratio of the volume of the injected solution to the volume of injected air of 1.50-10 e m3 / m 2. A stable combustion front is formed with a temperature of 515-520 ° C. The oxygen utilization rate was 88%, with the oil displacement coefficient being 76.9%.
Примеры 4-7. Эксперименты проводились аналогично примерам 1 и 2 с той разницей, что в качестве теп- лоносител использовали водные растворы нитрата аммони различной концентрации . Результаты экспериментов приведены в таблице.Examples 4-7. The experiments were carried out similarly to examples 1 and 2 with the difference that aqueous solutions of ammonium nitrate of various concentrations were used as the heat transfer medium. The results of the experiments are shown in the table.
Таким образом, лабораторные экспе- рименты свидетельствуют о возможности повышени устойчивости фронта внутри- пластового горени и интенсификации добычи нефти.Thus, laboratory experiments indicate the possibility of increasing the stability of the front of the in-situ combustion and the intensification of oil production.
Таким образом, предлагаемый способ по сравнению с прототипом позвол етThus, the proposed method in comparison with the prototype allows
7575
вести добычу нефти, не снижа общего количества теплоносител , закачиваемого в пласт, что в конечном итоге будет определ ть скорость разработки нефт ного месторождени . При этом введение в процесс достаточно большого количества теплоносител не снижает температуру фронта горени , что наблюдаетс при осуществлении процесса сверхвлажного горени нефти и позвол ет вести добычу нефти с высоким коэффициентом вытеснени (70,0-76,9%)to produce oil without reducing the total amount of coolant injected into the reservoir, which ultimately will determine the rate of development of the oil field. At the same time, the introduction of a sufficiently large amount of coolant to the process does not reduce the temperature of the combustion front, which is observed when carrying out the process of super-wet oil burning and allows oil to be produced with a high displacement ratio (70.0-76.9%)
Эффект обуславливаетс повышением количества добываемой нефти за счет реагентной интенсификации внутриплас- тового горени при закачке в пласт в качестве теплоносител раствора нитрата аммони , при разложении которого во фронте горени происходит выделение дополнительного количества тепла и образование кислорода и окислов азота, оказывающих каталитическое действие на процесс горени .The effect is caused by an increase in the amount of produced oil due to reagent intensification of intra-plate combustion when injected into the reservoir as a coolant ammonium nitrate solution, the decomposition of which in the combustion front results in the release of additional heat and the formation of oxygen and nitrogen oxides, which have a catalytic effect on the combustion process.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884485050A SU1645475A1 (en) | 1988-08-15 | 1988-08-15 | Method of exploitation oil field |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884485050A SU1645475A1 (en) | 1988-08-15 | 1988-08-15 | Method of exploitation oil field |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1645475A1 true SU1645475A1 (en) | 1991-04-30 |
Family
ID=21400300
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU884485050A SU1645475A1 (en) | 1988-08-15 | 1988-08-15 | Method of exploitation oil field |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1645475A1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1997007321A1 (en) * | 1994-06-28 | 1997-02-27 | Amoco Corporation | In situ combustion using ammonium nitrate as oxygene source |
RU2607127C1 (en) * | 2015-07-24 | 2017-01-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Method for development of non-uniform formations |
RU2773649C1 (en) * | 2021-09-03 | 2022-06-06 | Саутвест Петролеум Юниверсити | Device and method for studying the influence of coke deposits on the physical properties of the formation |
-
1988
- 1988-08-15 SU SU884485050A patent/SU1645475A1/en active
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1997007321A1 (en) * | 1994-06-28 | 1997-02-27 | Amoco Corporation | In situ combustion using ammonium nitrate as oxygene source |
GB2304355A (en) * | 1994-06-28 | 1997-03-19 | Amoco Corp | Oil recovery |
RU2607127C1 (en) * | 2015-07-24 | 2017-01-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Method for development of non-uniform formations |
RU2773649C1 (en) * | 2021-09-03 | 2022-06-06 | Саутвест Петролеум Юниверсити | Device and method for studying the influence of coke deposits on the physical properties of the formation |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US2734578A (en) | Walter | |
EA020983B1 (en) | Gas evolving oil viscosity diminishing compositions for stimulating the productive layer of an oil reservoir | |
WO2012025150A1 (en) | Method and apparatus for thermally treating an oil reservoir | |
NO892460L (en) | PROCEDURE FOR REDUCING NITROGEN OXYDS IN A DRAIN. | |
CN107100604A (en) | A kind of method for carrying out combustion in situ exploitation of being lighted a fire using nano combustion improver | |
US3344856A (en) | Process for the extraction of liquid and solid bitumens from underground deposits | |
SU1645475A1 (en) | Method of exploitation oil field | |
US3019837A (en) | In situ combustion process | |
US3680634A (en) | Aiding auto-ignition in tar sand formation | |
US3566967A (en) | Thermal plugging with silicate solutions | |
US5443118A (en) | Oxidant enhanced water injection into a subterranean formation to augment hydrocarbon recovery | |
RU2637259C2 (en) | Thermo-gas-chemical binary composition and method for treatment of bottom-hole and remote zones of oil and gas bearing formation | |
US3620571A (en) | Single-well heated gas mining method and apparatus | |
EA034629B1 (en) | Method of thermal-gas treatment of formation | |
SU1615340A1 (en) | Method of developing oilfield by inter-formation combustion | |
SU1564327A1 (en) | Method of making burning place in oil pool | |
US4495993A (en) | Method for in-situ recovery of energy raw materials by the introduction of cryogenic liquid containing oxygen | |
RU2088755C1 (en) | Method of development of oil pool with use of in-situ combustion | |
RU2083811C1 (en) | Method for developing oil deposit with use of in-reservoir burning | |
US3024840A (en) | In situ combustion | |
SU1573146A1 (en) | Method of making burning spot in petroleum seam | |
SU434224A1 (en) | METHOD OF INTENSIFICATION OF THE COMBUSTION PROCESS OF FUEL | |
SU1652518A1 (en) | Oil pool development method | |
RU2704660C1 (en) | Method for development of oil deposit using injection of carbon dioxide | |
RU2693983C9 (en) | Natural gas extraction method from gas hydrate deposit |