Способ извлечения нефти из подземного нефтяного месторождения

 

Изобретение относится к области кефтедобычи. Цель изобретения - повышение эффективности способа. Нагнетают через нагнетательн по скважину теплоноситель в виде горячей воды и/или пара., содержащего добавки, малорастворимые в воде и нефти при т-ре месторождения и хорошо растворимые или испаряюпдаеся в теплоносителе . Добавки с теплоносителем перемещают по пласту вспомогательным теплоносителем преимущественно к той части т-рного фронта, которая перемещается быстрее. Временно и обратимо уменьшают поры пласта путем осаждения в виде твердых частиц, пока твердое вещество не растворится или испарится под действием вновь поступающего теплоносителя, 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 теплоносителя в пласт нагнетают горячую воду и/или пар. Точка плавления добавки находится выше т-ры месторождения и должна быть термически и химически стойкой. 1 з.п. , 7 табл. I (У) с

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (51)4 Е 21 В 43/24

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3854500/2?-03 (22) 13.02.85 .(31) P 3405201.1 (32) 14.02.84

-(33) DE (46) 15 ° 01.88. Бюл. К -2 (71) Хеми Линц AI (AT) (72} Золтан Хайнеманн, Хайнц Кениг и Герхард 1 1терн (AT) (53) 622.276(088.8) (56) Патент СИА Р 2903065, кл.166-9, опублик. 1959. (54) СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПОДЗЕМНОГО НЕФТЯНОГО MECTÎPÎÆÄÅÍÈß (57) Изобретение относится к области нефтедобычи. Цель изобретения — повышение эффективности способа. Нагнетают через нагнетательную скважину теплоноситель в виде горячей воды и/или пара, содержащего добавки, малорастворимые в воде и нефти при т-ре месторождения и хорошо растворимые или испаряющиеся в теплоносителе. Добавки с теплоносителем перемещают по пласту вспомогательным теплоносителем преимущественно к той части т-рного фронта, которая перемещается быстрее. Временно и обратимо уменьшают поры пласта путем осаждения в виде твердых частиц, пока твердое вещество не растворится или испарится под действием вновь поступающего теплоносителя. В качестве добавки и пользуют 1,5-дигидроксинафталин или 4,4-дигидроксибифенил, или 9,10антрахинон в концентрации от 0,00? до 0,3 кг/кг. В качестве вспомогательного теплоносителя в пласт нагнетают горячую воду и/или пар. Точка плавления добавки находится выше т-ры месторождения и должна быть термически и химически стойкой. 1 з.п. ф-лы, 7 табл.

7862

1 13б

Изобретение относится к способу извлечения нефти из подземных месторождений путем заполнения их горячей водой и/или паром.

Цель изобретения — повышение эффективности способа.

Предметом Изобретения является способ более полного извлечения нефти из подземных нефтяных месторождений путем избирательного и обратимого уменьшения проницаемости при закачивании горячей воды и/или пара, который отличается тем, что через одну или несколько вводимых скважин, как минимум, временно вводят в месторождение в качестве заполняющего вещества горячую воду н/или водяной пар, которые содержат в достаточных количествах одно или несколько веществ (добавок), которые плохо растворимы в воде и нефти при температуре месторождения, но хорошо растворимы или испаряются в горячей воде и/или водяном паре, точка плавления которых лежит вьппе температуры месторождения и которые перемещаются по месторождению горячей водой или паром и, преимущественно, на том участке гра" ницы температур (температурного фронта), который быстрее перемещается вперед, путем выделения твердых часYMIJ временно и образ имо уменьшают по ры месторождения да тех пор пока вновь поступающее заполняющее вещество не растворит или не испарит твердые частицы, поэтому происходит общее плоскостное и вертикальное выравнивание температурного фронта (границы температур). Применяемое в предлагаемом способе вещество имеет температуру плавления вьппе температуры месторождения, ооычно вьппе 80 С, хорошо растворимо при заполняемом веществе — паре и мало растворимо при температуре заполняемого месторождения. Добавку запрессовывают вместе с горячим заполняющим веществом че=рез инъектирующую скважину в месторождение и транспортируют до границы температур (температурного фронта), где она охлаждается, затвердевает, т.е. обычно кристаллизуется, и в этом месте уменьшает пропускную способность (проницаемость) для заполняющего вещества. В поступающем затем горячем заполняющем веществе добавн ка растворяется или сублимируется в соответствии с его физическими

1О

2О

ЗО

35 фо

4Я

БО

55 свонствамн и заполняющее вещество вместе с растворенной или смешанной с паром добавкой перемещается дальше, пока добавка вновь не достигнет температурного фронта (границы температур). Выделение добавки в твердое тело и изменение пропускной способности для заполняющего вещества являются временными и обратилыми, в месторождении идет постоянньпл процесс изменения состояния между выделением добавки в твердое тело и ее повторным растворением, соответственно смешением с заполняющим веществом, заполняющее вещество постоянно транспортирует прокладку нэ добавки через температурный фронт.

Коэффициент извлечения нефти определяется дейстьующнм в большом объеме объемным коэффициентом воздействия заполняющего вещества Е „ и имеющим локальное значение коэффициентом вытеснения Е . Сначала будут описаны проце",.ñû, которые приводят к повышению коэффициента воздействия заполняющего вещества

Если по укаэанным ранее причинам образовался канал или углубление, то в струе не только движется больше заполняющего вещества, но н проходит большее количество добавки, чем в медленно заполняемой части месторождения, так как она доставляется заполняющим веществом и заполняющее вещество движется значительно быстрей, чем температурньпл фронт.

Чем больше добавки проходит через границу температур, тем больше изме= няется пропускная способность, тем меньше становится скорость заполняющего вешества,, тем меньше тепла поступает для подогрева прилегающей части месторождения и потомуд,"ля гродвижения границы температур этои части,. Б этол части месторождения быстрое продвижение температ-, -риего фронта благодаря проведению мерок,:иятий в соответствии с иэоб:затеняем замедляетс.я. Те другие части месторождения которь16 расположены эя пре делали главного направления ".ото,;а. по-,.,.ñëüêó они преимущественно имеют меньшую пропускную способность нлн особо неблагоприятное положение, продвигаются между " ем постоянно вперед, но соответственно медленнее.

Бм предоставлена воэможность наверстывання (повьппения скорости) т,":к з 1 36 7 ЯГ>2 что н общем выравнивание скорости перемещения фронта (границы1 температур превра:чается н саморегулирующийся процесс.

fВ результате поньппается коэффициент воздействия заполняющего вещества, так как QHQ обрабатывает и вытесняет нефть из тех частей месторождения, которые иначе были бы недоступны для заполняющего вещества, при этом может быть обеспечено повьппение коэффициента вытеснения нефти Ес, н локальных областях пористых каналов, Этот локальный эффект проявляется преимущественно н областях заполнения горячей водой, где относительно низкий коэффициент вытеснения может быть значительно повышен. Ес20

55 ли в породах месторождения рядом текут дне фазы, т.е. вода и нефть, одна часть пути потока (пористые кана,лы) заполнена (пропускают) нефтью, другая — пропускает воду. В соответствии с предлагаемым способом горя— чее заполняющее вещество вместе с растворенными или смешанными с ним добавками сначала также движется в нодопроводящих пористых каналах, однако, так как при охлаждении прямо на границе температур сечение этих водопронодящих пористых каналов уменьшается вследствие выделения твердых добавок, горячее заполняющее вещество вынуждено отклониться в содержащие нефть .пористые каналы и вытеснить из них нефть. Таким образом повышается также коэффициент вытеснения Е„.

Вновь поступающий поток заполняющего вещества снова захватывает твердые добавки и транспортирует их дальше.

В качестве заполняющего вещества в соответствии с изобретением служат либо горячая вода, либо водяной пар, либо их смесь ° Горячая вода обычно имеет температуру на входе от 80 до 300 С, преимущественно около 150250 С, водяной пар — температуру на входе от 110 до 380 С, преимущественно 200-350 С, смесь горячей воды и водяного пара обычно имеет температуо, ру на вход от 150 до 350 С, причем речь идет о смеси пара и конденсата— мокром паре различного качества. Термины "вода и "горячая вода" охватывают либо поданные вместе с паром капли воды, а также пароконденсат, пресную воду и воду различной степени засоленности, как она поступает

B месторождение (от О до 300 Kf соли/м ), Для достижения изменения пропускной способности заполняющего нещестна — горячей воды применяют добавку, которая имеет низкую растворимость в холодной воде (менее 3 кг/м воды при 20 С), хорошую растворимость в горячей воде (более 5 кг/м воды при 200 С) и низкую растворимость н нефти (менее 5 кг/м нефти при 20 С) °

Точка плавления добавки находится выше температуры месторождения, в большинстве случаев выше 80 С, преи- мущестненно вьппе 150 С. В соответствии с условиями месторождения добавка должна быть термически и химически стойкой. Примером таких растворимых в горячей воде добавок являются твердые ароматические гидрооксилированные соединения, как, например, 2,6-дигидроксинафталин или 1,5-дигидроксинафталин, замешенные или незамещенные бис-, трис-, тетра-парагидроксиненилкан или — алкен или включающие их соединения, как например, лейкоаурин или труднорастворимые аминокислоты, как, например, турозин, особенно предпочтительным является !,5-дигидроксипафталин.

Если стремятся достигнуть изменения пропускной способности для заполняющего вещества — пара, то применяют добавки, точка плавления которых также лежит вьппе температуры месторождения, в большинстве случаев выше 120 С и которые при этой температуре при давлении пара соответствующей величины находятся в газообразном состоянии. Это соответствует при 300 С давлению пара более чем

0 0I бар, преимущественно более чем

0,03 бар. Добавки имеют низкую растворимость в холодной воде и нефти, а также хорошую термическую и химическую стойкость в условиях месторождения. Примером таких способных к суб. лимации соединений являются высоко" молекулярные соединения с жесткой молекулярной структурой, например 9, 10-антрахином или акридон.

Соответствующий изобретению способ применим либо при вытеснении нефти с помощью горячей воды с растворимой и горячей воде добавкой, а также при вытеснении нефти паром с испаряющейся в паре добавкой. Так как при заполнении паром обычно вводят мок5

? 3678 рый пар, можно далее вводить летучую добавку, а также растворимую в горячей воде мокрого пара добавку, либо также обе эти добавки совместно, ли5 бо одну после другoH. Летучая (испаряющаяся) добавка оказывает свое воздействие, изменяющее пропускную способность, при переходе от газообразного в твердое состояние на границе конденсации газа,в то время как растворимая в горячей воде добавка проявляет себя при переходе иэ зоны горячей воды в зону холодной воды так долго, пока она не будет повторно ра-,?5 створена во вновь поступающеч горячей воде и не будет транспортироваться дальше, причем горячая вода образуется частично как вода мокрого пара, частично в результате конденсации пара и может также содержать некоторое количество вводимой воды и воды месторождения ° Предлагаемый способ при заполнении горячей водой обеспечивает как повышение коэффициен- 25 та воздействия заполнения Е, так и коэффициента вытеснения К при заполнении паром, когда появляется опасность образования "языков" и провалов„ образования паровых каналов в ЗО верхней части мощного пласта. Предлагаемый способ можно использовать на всех месторождения, которые пригодны для термически:.;. способов извлечения особенно для нефти с плотно

35 стью между 11 и 25" АРУ, вязкостью между 20 и 100000 мРа, пористостью пород месторождения выше 15 7, H прспускной способностью выше 0,05х к?0 м

4О

Так как температурный фронт (граница температур) перемещаешься значительно медленней, чем фронт заполняющего вещества, способ применим как при начале заполнения, так и во время выполнения процесса заполнения путем досылки дополнительных добавок. Добавки вводятся с заполняющим веществом в концентрации от 0,0002 50 до 0,3 кг добавки/кг заполняющего вещества. Если добавка вводится обычным путем, то концентрация составляет от 0,0002 до 0,5 кг добавки/кг заполняющего вещества, если она вводится в черезвычайном порядке для образования запирающей подушки, то концентрация составляет от 0,002 до

0,3Kã добавки/кг заполняющего вещест62

6 ва. Она может вводиться также в виде насыщенного раствора.

Изменение пропускной способности характеризуют фактором изменения H отношением пропускной способности после введения добавок к первоначальной пропускной способности. Необходимо небольшое количество добавок при выполнении способа с целью изменения пропускной способности. Иэ чримера 1 табл.2 видно, что в случае добавки А при содержании добавки только в количестве 0,64 7 фактор изменения объема пор (PV) составляет 0,46, при содержании добавки 0,847. фактор изменения PV — 0,22, при содержании добавки 1,37 7. фактор измснения PV — 0,04. Это означает, что при выделении добавки A в твердом виде при содержании только 0,64 7 объем пор уменьшается настолько, что обеспечивает изменение пропускной способности почти наполовину (0,45). Если PV заполняют добавкой в: количестве 0,84 7, пропускная способность составляет только 22 7 и при заполнении РЧ с содержанием добавки 1,37 7 только 4 7. первоначальной величины, В примере 2 показано, что введение субльпжруемой с помощью пара добавки также изменяет пропускную способность. Во время опытов беэ добавки вследствие низкой вязкости пара по сравнению с водой перепад давлений снимался и не поддавался измерению при РЧ более 1,8, при проведении экспериментов с ьведением добавки В перепад давления между входом и выходом образца всегда больше, пропускная способность пород для пар- снкжается. Для месторождения изменение пропускной способности для паровои фазы означает уменьшение отношения подвижностей И, что прежде всего выражается в повь:шенин объемного .:оэффициента воздействия эаГолнитсля

8 то время как примеры " и ? доказывают, что обавка может быть введена в пм>од:- и снижает в ней пропускную спзсобность для водяной паро" вой фазы. примеры 3 и 4 показывают, что изменение пропускной способности является обратимым, что выделившаяся

;;;обавка может быть вновь растворена и транспортироваться дальше. Найденные в примере " величины фактора изменения В при час .":-ном удалении доПример 7 показывает, что при зав полнении паром содержащего нефть кер" на с -находящейся в паровой фазе добав-45 кой путем применения предлагаемого

В способа перепад давлений между входом в керн и выходом из него значительк нс повышался. Этот повышенный перепад соответствует уменьшившейся про- 5р 1 пускной способности и таким образом . пл

Растворимость в дистиллированной воде

Температура, С 20 60 " 100 150 160

170 180 i 200 250 l

Растворимость, кг/м

0,46 1,12 2,8 10 13

17 21 33 100

1367 бавки А при 100 0 приведены в табл.5.

Пример 4 показывает, что при заполнении с PV 1,4 водой при 174 С фактор изменения К равен 0 92 и добавУ 5 ка А может быть полностью растворенаи удалена из образца (керна). Отклонение фактора изменения от теоретической величины 1 объясняется, с одной стороны, допусками измерений, с ð другой стороны, возможными структурными изменениями керна на основе качественных скрытых процессов, содержащих глину минералов.

Примеры 5 и 6 показывают, что име-. ет место изменение пропускной способности, а также более полное извлечение нефти при использовании предлагаемого способа заполчения горя- 20 чей водой также при наличии нефти в породах месторождения. Коэффициент вытеснения нефти (табл.8 и 10) при обычном заполнении горячей водой без присадки добавок составляет 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 вЂ” 0,46 и 0,49 и при заполнении с добавкой Д 0,45 и 0,47. Это 30 означает как при применении добавки

А, так и при применении добавок С и

Д увеличение полноты извлечения нефти. В то время как увеличение объемного коэффициента заполнения на основе изменения пропускной способности и являющееся результатом этого повышение отношения подвижностей Н могут быть рассчитаны, коэффициент вытеснения Е может быть прямо определен в 4р заполйяющей аппаратуре.

862 8 повышенному объемному коэффициенту воздействия заполнения Г в место ч рождении, который не может быть выяв" лен в маленьком керне (образце), а может быть проверен только при полевых испытаниях. Величины извлечения нефти в табл. - 7 показывают что введение в виде пара добавки }3 не ухудшает значение другой компоненты обще.

ro коэффициента извлечения нефти, а именно коэффициента вытеснения.

Пример 1. Изменение пропускной способности в жидкой фазе.

Для испытаний по заполнению принят в качестве модели формации цилиндрический выбуренный керн песчаника

Valendis с пористостью 23 /, пропускной способностью в диапазоне от 0,9 до 2,5 .1О м, диаметром 3,9 см и (2 длиной 50 см. Каждый керн был помещен в стальную трубу и залит с обеих сторон термостойким цементом. Затем стальная труба своей передней частью была приварена к фланцу. Таким образом подготовленный керн вакуумировали, заполняли двуокисью углерода, вновь вакуумировали и насыщали деионизированной водой. При перекачивании деионизированной воды при 20ОС измеряли перепад давления между входом керна и выходом керна. С помощью уравнения Дарси рассчитывали первоначальную пропускную способность керна.

В герметичном, термостатическом устройстве для заполнения, которое было оборудовано термоизмерительным приспособлением, манометрами на входе и выходе, а также запорным вентилем, был вмонтирован керн и под давлением нагрет до 150 С. В нагревателе с кипящим слоем деионизированная ода нагревалась на 150 С и прокачиалась через емкость с добавками, емпература которой была равна 150 С. емкости с добавками находилась в теклянной вате добавка А, свойства оторой приведены ниже, Химический состав добавки A о,. ,5-дигидроксинафталин; т. пл. 265 С; отность 1,50 10 кг/м .

9 13678

Насьпценный при 150 (: раствор добавки А вводился в керн. После протекания количества жидкости, которое соответствует минимуму пористости керна PU 1, введение прекращалось и керн охлаждался до 20 С. Благодаря этому инициировалось выделение добав" ки в твердом виде в керне и достигалось насьпцение объема пор добавкой А. 10

Затем определялась пропускная способность (проницаемость) при 20 С. Соответствующее изобретению изменение пропускной способности (проницаемости) выражалось фактором изменения

R — - отношением проницаемости после насыщения добавкой к первоначальной проницаемости. Аналогичные процедуры повторяли с одинаковыми кернами при 160, 170 и 180 С с насьпценным при 20 соответствующей температуре раствором добавки А. Для сравнения затем был выполнен опыт заполнения без до" бавки А чистой водой при 150 С.

Результаты собраны в табл.1. Коли- 25 чество в PVI оставшейся твердой добав-, ки (насыщение $ в объемном процеи« «

I Î0 I 80 200 220 245 . 275

Температура, С. Давление пара, Мбар 0,002 0,73 0,24 6,7 23 85

Пример 4. Полная обратимость

35 изменений проницаемости.

В примере 1 при 170 С обработанный при этой температуре насьпценным раст40 вором добавки А и затем охлажденный керн был запрл*ен водой в количестве

1,4 РЧ при 174 С..Затем была проверена проницаемость при 20 С.

Результаты приведены в табл.4, 45

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

А.

Пример 5, Извлечение нефти из керна путем заполнения горячей водой.

Вырезанные цилиндрические керны из песчаника Чав.епЖз с пористостью

23 Ж, проницаемостью 0,9-1,2 м 10 диаметром 6 см и длиной 60 см быпи аналогично примеру 1 вмонтированы в стальную трубу, заполнены двуокисью углерода и насыщены деионизированной

Выходящий из емкости с добавкой, насыщенный при 275 С добавкой В пар вводили в керн. Процесс (величина) перепада давления между входом керна и выходом керна фиксировался.

Дпя сравнения был проведен аналогичный эксперимент без добавки В„ однако в тех же условиях, Результаты представлены в табл.2.

П р и и е р 3. Изменение проницаемости.

Керк по примеру 1 при 160 С, обработанный насьпценным раствором с добавкой А при этой температуре и затем охлажденный был заполнен горячей водой при 100 С. Каждый раз после введения 1 PV систему охлаждали до

20 С, измеряли перепад давлений при протекании воды с температурой 20 С и рассчитывали проницаемость. Фактор изменения после частичного выделения получали как отношение полученной проницаемости к первоначальной проницаемости.

Результаты помещены в табл.3, 1

62

10 те) определялось из сравнения растворов добавки до и после охлаждения.

В табл.1 приведено изменение проницаемости как функции насыщения пор породы добавкой А.

Пример 2. Изменение проницаемости в паровой фазе.

Использовали керн диаметром 6 см и длиной 60 см описанного в примере 1 песчаника Valendis. Вмонтированный в стальную трубу керн был вакуумирован, заполнен двуокисью углерода, снова вакуумирован и насьпцен деиониэированной водой. Деионизированную воду постоянными позициями

Ф закачивают в подогреватель с кипящим слоем заполняющего устройства. При парообраэовании получают насьпценный пар с 275 С. В емкости с добавкой находится сублимирующаяся добавка В, пропитывающая стеклянную вату. В табл.3 помещены физические данные добавки В.

Химический состав добавки В 9,10-антрахинон; т.пл. 286 С; плотность 1,44 10 кг/м

ll 13678 водой. В заключение они были заполнены при условиях, аналогичных условиям залегания месторождения, при

50 С и среднем давлении 30-35 бар

5 . сырой нефтью. Сырая нефть имела вязкость 1200 мРа,с при 20 0 210 мРа. с при 44 С, 71 мРа.с при НО С и плотность 0 938 при 20 С, 0,889 при 44 С.

Было достигнуто первоначальное заполнение нефтью на 87-92 объема пор.

В герметичном, термостатическом устройстве для заполнения был помещен насыщенный нефтью керн. В нагревателе с кипящим слоем деионизирован- 5 ная вода была нагрета до 180 0 и про62

Растворимость в дистиллированной воде

Температура, С 20 40 60

100 180 i

Растворимость, кг/м J

0,3 0,68 1,4 2,7 5 0 30 заполнению с добавкой А и двух экспериментов по заполнению с добавкой

С.

Пример 6. Извлечение нефти путем дополнения горячей 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. Условия проведения экспериментов были идентичны условиям в примере 5, только заполнение осуществля-. лось при немного более низком среднем давлении 20-25 бар. Ниже приведены физические характеристики добавки Д, в табл,6 : приведены результаты испытаний сравнительных эксйериментов без применения добавки и двух экспериментов с добавкой Л.

Химический состав добавки Д: 4,4дигидроксибифенил т. пл. 275 С. Плот ность 1,25.

Растворимость в дистиллированной воде и моделируемой воде месторождения

ОС 20 40 60 80 100 i200

P в дист.воде, кг/м

0,034 0,106 0,245 0,512 1,470 60

Р в моделируемой воде месторождения 0 024 0,054 0,119 0,295 0,940

Данные техннч. литературы

1 3

В устройстве для заполнения моде- лировалось продвижение температурного фронта в месторождении описанным ниже образом. Встроенный в стальную трубу керн находился к началу эксперимента за пределами те1.мостатической с температурой 180 С нагревательной З0 камеры и имел температуру 21 С. Во время процесса заполнения стальную трубу с керном медленно с постоянной скоростью вдвигали в нагревательную камеру. Температурный фронт всегда З5 находился на входе в нагревательную камеру. Процесс изменения температуры контролировался по всей длине керна термодатчиком.

Вытекающую из керна жидкость со- 40 бирали в сепаратор и после протекания I 8-2,2 PV определяли выделившееся количество нефти. Табл.5 содержит результаты испытаний трех сравнительных экспериментов без примене- 4Á ния добавок, трех экспериментов по пущена через емкость с добавками при постоянной температуре 180 С, в которой в стеклянной вате находилась добавка А или добавка С. При протекании через емкость с добавками получался насыщенный добавкой А или добав. кой С раствор, который вводили в керн.

Характеристики растворов добавки А уже приведены н примере I табл.l Ниже приведены физические характеристики добавки С.

Химический состав добавки С; т» розий, т. пл. 317 С; плотность

1,46 .10 кг/м

)3 136

Пример 7. Заполнение паром насыщенного нефтью керна.

Подготовка керна и его заполнение сырой нефтьв осуществлялось так же, как это описано в примере 5.

При выпаривании деионизированной воды в нагревателе с кипящим слоем заполняющего устройства получали насыщенный пар с температурой 245 0 при,пропускании через емкость с за- . полнителем, имеющей постоянную температуру 245 С, пар при этой же температуре насыщали сублимирувщейся добавкой В и вводили в насыщенный нефтью керн. Перемещение температурного фронта моделировали ранее описанным методом. К началу эксперимента заключенный в стальную трубу керн находился за пределами имеющей постоянную температуру 245 С нагревательной камеры заполняющего устройства и имел температуру 21 С. В процес. се заполнения керн медленно с постоянной скоростью вводили в нагревательную камеру. Температурный фронт находился на входе в нагревательнув камеру. Эксперимент по насыщению пара добавкой В повторяли при несколько измененных условиях. Затем бып проведен сравнительный эксперимент без добавки В.

Результаты сведены в табл.7.

7862

Формула

14 и з о б р е т е н и я

1. Способ извлечения нефти из подземного нефтяного месторождения путем нагнетания через нагнетатель" ную скважину теплоносителя в виде горячей воды и/или пара, содержащего добавки, малорастворимые в воде и нефти при температуре месторождения

Ъ и хорошо растворимые или испаряющиеся в теплоносителе, которые перемещают по пласту вспомогательным теплоносителем, они временно и обратимо уменьшают поры пласта путем осаждения в виде твердых частиц, пока твердое вещество не растворится или испарится под действием вновь поступающего теплоносителя, о т л и ч а юшийся тем, что, с целью повышения эффективности способа, с теплоносителем в пласт в качестве добавки закачивают 1,5-дигидроксинафталин или 4,4-дигидроксибифенил, или 9,1025 антрахинон в концентрации от 0,0002 до 0,3 кг/кг, а теплоноситель с добавками перемещают по пласту вспомогательным теплоносителем, преимущественно к той части температурного

Зр фронта, которая перемещается быстрее, 2. Способ по п.1 о т л и ч а юшийся тем, что в качестве вспомогательного теплоносителя в пласт наг четают горячув воду и/или пар.

15!

1367862

Таблица1

А A

Отсутствует

Добавка

Температура заполнения, С!

160

150

150

180

Количество заполнения РЧ

1,2

1,2

48

Время охлаждения, ч 24

50

Начальная проницаемость

Норма введения, з с- .10-

47,2 48,6 28,1

49,4

50 0

0,08 0,14 0,10

Перепад давлений, бар 0,14

0,09

Проницаемость, м -10 П

2,47 1,45

2,32

1,17

Проницаемость после насыщения:

Норма заполнения

M ñ" 10

28,3 33,3

0,65 1,35

48,6

Перепад давлений, бар 0,14

0,18 0,10

Проницаемость, м 10 1;45

0,16 0,04

Фактор изменений R 0,98

Насьпцение S, % PV 0

1,10 1,37

РЧ : объем пор

Фактор изменений R: отношение проницаемости после насыщения добавкой к исходной проницаемости

Насыщение S : :насьпцение добавкой, X PV

50,0 33,3

0,19 0,44

1,10 0,32

0,45 0,22

0,64 0,84

l7

)367862

Т а б л и ц а 2

Изменение проницаемости породы для пара

Добавка

Температура, С

Норма введения, м с IO

Скорость парового фронта, м с 10

Нет

Транспортирующая способность пара, кг/KI

0,0127

1,9

Перепад давления (бар) как функция количества введенной добавки:

0 5 РЧ 0,06 0,07

0,8 PV 0,05 0,08

0,03 0,08

1,0 PV

1 2 РЧ О 02 0 08

1,5 PV 0,01 О,!2

1,8 Ниже 0,01 0,22

Т а б л и ц а 3

Количество введенного заполнителя

О 1

100 100

145 1,45 1, 45

Норма введения, м с 10 9

33,3 33, 3 33,3

О 44 0 25 О 16

0 31 7 0 558 0,872

0122 Оэ38 Ою60

Оэ84 Оь65 Оэ46

Насыщение добавкой $, % РЧ (PV воды)

Температура заполнения, С

Первоначальная проницаемость, м, 10

Перепад давленЖ, бар j «я

Проницаемость, м lO

Фактор изменения R

Насыщение Б, Ж PV

275 275

18,1 18,2

13 6 13,9

19

1267862

Т а б л и ц а 4 э4

174

Первоначальная проницаемость, м 10-2 1117

1э17

0,65

0,11

0,18

1,08

0,92

0 16

1,10

7аблица5

Пов>аэение коэ4к>лщиента вытеснения при наполнении горячей водой

Добавка

Нет Нот Нет А

Начальное кол-во нефти, м1 10

3,40 3>49 3,53 3>27

3,20

3,50

З,З2

З,32

Начальное иасьщение нефть»

Ноl 0,87

0,91 0,92 O,&5 0>84

0,90

0 91

0,В7

Начальная температура керна, С

Zl 2l

180 180

21

2 1

I BO

180

180 .180

Температура эаполне>оо>, С 180

iB0

Транспортиру»ная способность горячей воды, кг/м1

7,94 7,92

Норма эаполнення, м с 10

-т

7,67 6>58 6,89

8,56

8 ° 48

8>58

Скорость подвигания фронта, м г -10 7„08

7,25 6,94

2,5

3,0 3,9

Расчетное нас>ааенис добавкой $1, 2 PV

2 ° 5

4,3

2,2 1 ° 8

t ° 8

Количество введечного эаполнителн (PV) 1,8

1„8

I 8

I 9

l,49 1,49!

I,15 t,16 1,55 1,47

Полученное кол-во нефти, и 10

l,56

1,12

0,49 0>53

Остаточное нас>>пенне нефть» Е, 0,53 0,46 0,43

0>58

0 ° 6t

0 57

0,42 0,46 0,49

Коэффициент вытеснения иеф>и Е >

0,35

О>46 0,42

0,33

0,34

Количество введенного заполнителя PV воды

Температура заполнения, С

Норма введения, м с .10

Перепад давления, бар

Проницаемость, м .10

-12

Фактор изменений B

Насыщение Б, X PV

20,5 20,5 20>5 29,7 29,7

7,08 6,94 5 ° 56 5,58 5,28

1367862

Та блица 6

Повышение коэффициента вытеснения при горячей водой

Нет Д заполнении

Добавка

3,35

3 35

2,75

0,88

0,875 0,88

21

l 80 l 80

180

7,67

6,54

6,67 6,94

3,7 2,7

Кол-во введенного заполнителя, PV 1,8 2,1

1,6

0,34 0,45 0,47

Начальное кол-во нефти,м )О

Начальное насыщение нефтью Бо1

Начальная температура керна, С о

Температура заполнения, С

Транспортирующая способность горячей воды, кг/м

Норма заполнения, м с -10

Скорость подвигания фронта м с 10

Расчетное насыщение добавкой

$, 7 PY

-4

Полученное кол-во нефти, м 10

Остаточное насыщение нефтью $, Коэффициенч вытеснения нефти Е

32,0 32,0

8,83 5,72

I 13 1 5 1,30

0,58 0,48 0,45

24

1367862

Таблица

Заполнение паром насьпценного нефтью керна

Добавка

Нет

Начальное насьпцение нефтью

Бо1

0,87

0991

0,87

Начальная температура керна, Г 21

2l

Температура заполнения, С

245 : 245

245

Транспортирующая способность пара, кг/кг

0,0061 0,006!

Норма заполнения, м с "10 20,5

21,8

23,3

Скорость перемещения парового фронта, м с . 10

5,65

5,83 6,67

Расчетное насьпцение добавкой Я

7 PV

2,6

Перепад давления после 2,0 PV, бар 1,5

4,8

3,0

Перепад давления после 3,0 PV бар

0,4

Перепад давления после 3,8 РЧ, бар 0,2

0,9

0,9

Количество введенного заполнителя при прорыве пара, PV 5,8

5,9 5,5

0,75

0,22

Составитель И.Лопакова

Редактор А.Долинич Техред А.Кравчук Корректор В, Гирняк

Заказ 6856/58 Тираж 530 Подписное

BHHHI!H Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, R-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-полиграфическое предприятие, r. Ужгород, ул. Проектная, 4

Коэффициент вытеснения Е

Остаточное насыщение нефтью

0,76 0,73

0,22 0,24