Способ извлечения нефти из подземного нефтяного месторождения

(51)4 Е Е И И ПАТЕНТУ еплоноси м перем ным теп той ча ере братимом осаждепока тв и ост авин0 е афт 90,0 ганагн горя ую воду и/или падобавки находитс Точкавышебыть тери. 1 з.п. вления ы мест ождения и долж ф-лы,16 ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССРпО делАм изОБРетений и ОткРытии(71) Хеми Линц АГ (АТ)(54) СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПОДЗЕМНОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (57) Изобретение относится к области нефтедобычи. Цель изобретения - повьппение 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 хороримые или испаряющиеся вле. Добавки с теплоноситещают по пласту вспомогателносителем преимущественноти т-рного фронта, которается быстрее. Временно иуменьшают поры пласта путния в виде твердых частиц дое вещество не растворится илпарится под действием вновь ищего теплоносителя. В качествки используют 1,5-дигидроксинили 4,4-дигидроксибифенил, илантрахинон в концентрации отдо 0,3 кг/кг. В качестве вспотельного теплоносителя в плас ически и химически стоик18 1367862 Т а б л и ц а 2 Изменение проницаемости породы для пара ДобавкаТемпература, СНорма введения, м с" 1 О3,Скорость парового фронта, м с 10 Нет В Транспортирующая способность пара,кг/кг 0,0127 1,9 Перепад давления (бар) как функцияколичества введенной добавки: 0,5 РЧ 0,06 0,07 0,8 РЧ0,05 0,08 0,03 0,08 1,0 РЧ 1,2 РЧ 0,02 0,08 1,5 РЧ 0,01 О,2 1,8 Ниже 0,01 0,22 Т а б л и ц а 3 Количество введенного заполнителя 0 1 100 100 145 145 145 Норма введения,м с" 10 33,3 33,3 33,3 О 44 О 25О 16 0,317 0,558 0,872 022 Оэ 38 060 Оэ 84 Оь 65 Оэ 46 Насыщение добавкой 8 , % РЧ20 1 267862 Таблица 4 0 17) Первоначальная проницаемость,м 1,17 1,17 28,3 0,65 0,11 0,18 1,08 0,92 0,16 1,10 0 7 а блиц а 5.Повагенне коэффициента вытеснення 1 грн эаполненнн горячей водой Добавка Нет Нот Нет А Начальное кол-во нефтн,м) 10 3,40 349 3,53 3,27 З,2 О 3,50 з,зг З,З 2 Начальное насщенке нефтьНо) 0,87 0,91 0,92 0,85 О 84 0,90 О 91 О,87 Начальная температуракерна, С г) 21 21180 180 21 21 2 1 21 180 180 180 180 Температура эаполнеоо С 180 180 Транспортнру)ая способностьгорячей воды, кг/м) 7,94 7,92 Норма эаполнення м с 10.т 7,67 658 6,89 8,56 848 858 Скорость подвнгання фронта,мг 10 708 7,25 6,94 3,0 3,9 Расчетное насааеннс добавкой 81, Х РУ 25 4,3 2,2 18 1,8 Колнчестяо введечного эаполннтеля РУ) 1,8 18 1,8 1,9 1,49 ),49115 116 155 )47 Полученное кол-во нефтн,м 10 1,56 1,12 0,49 053 Остаточное насаенненефть Р,0,53 0,46 0,43 053 0,61 0,57 0,42 0,46 0,49 Коэфрнцнент вытесненнянефтн Е а 0,35 046 0,42 0,33 0,34 Количество введенного заполнителя Ру воды Температура заполнения, С Норма введения, м с 10Перепад давления, барПроницаемость, м 1022 1367862 Та блица 6 Повышение коэФФициента вытеснения при горячей водой Нет Дзаполнении Добавка 3,35 3,35 2,75 0,88 0,875 0,88 21 21 21 180 180 180 7,67 6,54 6,67 6,94 3,7 2,7 Кол-во введенного заполнителя, РЧ 1,8 2,1 1,6 0,34 0,45 0,47 Начальное кол-во неФти,м 103, .6 Начальное насьпцение неФтью Бо 1 Начальная температура керна,Со Температура заполнения, С Транспортирующая способностьгорячей воды, кг/м З .1Норма заполнения, м с 1 О Скорость подвигания Фронтам с 10 Расчетное насьпцение добавкой з Э Полученное кол-во неФти, м 10 Остаточное насыщение неФтью Б,КоэФФициенч вытеснения неФти Е 32,0 32,0 8,83 5,72 1,13 15 1,30 0,58 0,48 0,452:1 24 367862 Таблица Заполнение паром насьпценного нефтью керна Добавка Нет Начальное насьпцение нефтьюБо 1 0,87 0991 0,87 Начальная температура керна, Г 21 21 21 Температура заполнения, С 245 : 245 245 Транспортирующая способностьпара, кг/кг 0,0061 0,006 Норма заполнения, м с "1020,5 21,8 23,3 Скорость перемещения паровогофронта, м с 10 5,83 6,67 Расчетное насьпцение добавкой Я7 РЧ 2,6 Перепад давления после 2,0 РУ,бар 1,5 4,8 3,0 Перепад давления после 3,0 РЧ,бар 0,4 1,4 Перепад давления после 3,8 РЧ,бар 0,2 0,9 0,9 Количество введенного заполнителя при прорыве пара, Р 75,8 5,9 5,5 0,75 0,22 Составитель И.ЛопаковаРедактор А.Долинич Техред А.Кравчук КорректорВ,Гирняк Заказ 6856/58 Тираж 530 Подписное ВНИИИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж, Раушская наб., д. 4/5Производственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород, ул. Проектная, 4 Коэффициент вытеснения ЕсОстаточное насыщение нефтью 0,76 0,73зОю 22 Оф 2478 б 2 1 13 бИзобретение относится к способу извлечения нефти из подземных месторождений путем заполнения их горячей водой и/или паром.5Цель 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 и/или водяной пар, которые содержат в достаточных количествах одно или несколько веществ (добавок), которые плохо раство. римы в воде и нефти при температуре месторождения, но хорошо растворимы или испаряются в горячей воде и/или водяном паре, точка плавления кото" рых лежит вьппе температуры месторождения и которые перемещаются по месторождению горячей водой или паром и, преимущественно, на том участке гра" ницы температур (температурного фрон" та), который быстрее перемещается вперед, путем выделения твердых час- тиц временно и обратимо уменьшают поры месторождения до тех пор пока 1 новь поступающее заполняющее вещество не растворит или не исчарит твердые частицы, поэтому происходит общее плоскостное и вертикальное выравнивание температурного фронта (границы температур). Применяемое в предлагаемом способе вещество имеет температуру плавления вьппе температуры месторождения, Обычно 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 добавнка растворяется нли сублимируется в соответствии с его физическими 1 О 15 2 О 25 ЗО 35 40 4 Я БО 55 свонства 1 лн и заполняющее веществовместе 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 веществаявляются временными и обрат 1 пжми,в месторождении идет постоянньпл процесс изменения состояния между выделением добавки в твердое тело иее повторным растворением, соответственно смешением с заполняющим веществом, заполняющее вещество постоянно транспортирует прокладку из добавки через температурный фронт,КоэфФициент извлечения нефти определяется дейстьующим в большом объеме объемным коэффициентом воздействия заполняющего вещества Еи имеющим локальное значение коэффициентомвытеснения Е . Сначала будут описаны проце,.сы, которые приводят к повышению коэффициента воздействия заполняющего вещества.Если по указанным ранее причинамобразовался канал нли углубление,то в струе не только движется больше заполняющего вещества, но н проходит большее количество добавки,чем в медленчо заполняемой частиместорождения, так как она доставляется заполняющим веществом и Заполняющее вещество движется значительно быстрей, чем тежературный фронт.Чем больше добавки проходит черезграницу температур, тем больше изменяется пропускная способность, темменьше становится скорость заполняющего вешества тем меньше теплапоступает для подогрева прилегающейчасти месторождения и потому для продвижения границы температур этоичасти Б этол части месторождениябыстрое продвижение температурно 1 Офронта благодаря проведению ь 1 ероп,1 нятий в соответствии с изобзетениемзамедляется. Те другие части месторОждениякоторь 1 е расположе 1 ы за предепа 1 ли главного направления потока.пос 1:ольку они преимущественно имеютменьшую пропускную способность ихыособо неблагоприятное положениепродвигаются между "ем постоянновперед, но соответсгвенно мгдпеннее.Бм пр доставлена возможность наверстывання (повьппения скорости) т,".кз 1 36 7 ЯГ 2 что в общем выравцивацие скорости перемещения Фронта (грацицы 1 температур превращается в саморегулирующийся процесс.В результате повьппается коэффициент воздействия заполняющего вещества, так как оцо 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, в локальных областях пористых каналов, Этот локальный эффект проявляется преимущественно в областях заполнения горячей водой, где относительно низкий коэффициент вытеснения может быть значительно повышен, Ес 20 25 35 40 50 55 ли в породах месторождения рядом текут две фазы, т.е. вода и нефть, одна часть пути потока (пористые кана,лы) заполнена (пропускают) нефтью, другая - пропускает воду. В соответствии с предлагаемым способом горячее заполняющее вещество вместе с растворенными или смешанными с ним добавками сначала также движется в водопроводящих пористых каналах, однако, так как при охлаждении прямо на границе температур сечение этих водопроводящих 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 смесьГорячая вода обычно имеет температуру на входе от 80 до 300 С, преимущественно около 150- 250 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 "водаи "горячая вода" охватывают либо поданные вместе с паром капли воды, а также пароконденсат, пресную воду и воду различной степени засоленцости, как она поступает в месторождецие (от О до 300 кг соли/м ),Для достижения измсцецця пропускной способности заполняющего вещества - горячей воды применяют добавку, которая имеет низкую растворимость в холодной воде (мецее 3 кг/м воды при 20 С), хорошую растворимость в горячей воде (более 5 кг/м воды при 200 С) и низкую растворимость в нефти (менее 5 кг/м нефти при 20 С)Точка плавления добавки находится вьппе температуры месторождения, в большинстве случаев выше 80 С, преимущественно вьппе 150 С. В соответствии с условиями месторождения добавка должна быть термически и химически стойкой. Примером таких растворимых в горячей воде добавок являютсятвердые ароматические гидрооксилированные соединения, как, например,2,6-дигидроксинаАталин или 1,5-дигидроксинафталин, замешенные или незамещенцые бис-, трис-, тетра-парагидроксивенилкан или - алкен или включающие их соединения, как например, лейкоаурин или труднорастворимые аминокислоты, как, например, турозин, особенно предпочтительным является 1,5-дигидроксицафталин.Если стремятся достигнуть изменения пропускной способности для заполняющего вещества - пара, то применяют добавки, точка плавления которых также лежит вьппе температурыместорождения, в большинстве случаеввыше 120 С и которые при этой температуре при давлении пара соответствующей величины находятся в газообразном состоянии. Это соответствуетпри 300 С давлению пара более чем0,0 бар, преимущественно более чем0,03 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-ацтрахином или акридон.Соответствующий изобретению способ применим либо при вытеснении нефти с помощью горячей воды с растворимой в горячей воде добавкой, а такжепри вытеснении нефти паром с испаряющейся в паре добавкой. Так как призаполнении паром обычно вводят мок4 О 513678 рый пар, можно далее вводить летучую добавку, а также растворимую в горячей воде мокрого пара добавку, либо также обе эти добавки совместно, лин5 бо одну после другои, 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-,15 створена во вновь поступающеч горячей воде и не будет транспортироваться дальше, причем горячая вода образуется частично как вода мокрого па" ра, 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 та воздействия заполнения Е , так и коэффициента вытеснения Е 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 месторождениях, которые пригодны для термически;. способов извлече" ниЯ, особенно для нефти с плотно 35 стью между 11 и 25" АРУ, вязкостью между 20 и 100000 мРа, пористостью пород месторождения выше 15 7, и про" пускной способностью выше 0,05 х к 10 м Так как температурный фронт (граница температур) перемещается 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 чрезвычайном порядке для образования запирающей подушки, то концентрация составляет от 0,002 до 0,3 кг добавки/кг заполняющего вещест 626ва. Она может вводиться также в виде насыщенного раствора.Изменение пропускной способностихарактеризуют фактором изменения В,отношением пропускной способностипосле введения добавок к первоначальной пропускной способности. Необходимо небольшое количество добавок при выполнении способа с цельюизменения пропускной способности. Иэчримера 1 табл.2 видно, что в случаедобавки А при содержании добавкитолько в количестве 0,64 7 факторизменения объема пор (РЧ) составляет 0,46, при содержании добавки 0,847.фактор изменения РЧ - 0,22, при содержании добавки 1,37 7. Фактор измснения РЧ - 0,04, Это означает, чтопри выделении добавки А в твердомвиде при содержании только 0,64 7объем пор уменьшается настолько,что обеспечивает изменение пропускной способности почти наполовину(0,45). Если РЧ заполняют добавкой в:количестве 0,84 7, пропускная способность составляет только 22 7 ипри заполнении РЧ с содержанием добавки 1,37 7 только 4 7, первоначальной величины,В примере 2 показано, что введениесублкжруемой с помощью пара добавкитакже изменяет пропускную способность. Во время опытов беэ добавкивследствие низкой вязкости пара посравнению с водой перепад давленийснимался и не поддавался измерениюпри РЧ более 1,8, при проведенииэкспериментов с введением добавки Вперепад давления между входом и выходом образца всегда больше, пропускная способность пород для пара сявкается. Для месторождения изменениепропускной ",пособности для паровоифазы означает уменьшеьгяе отношенияподвижностей И, что прежде всего выражается в повь;шенин объемногооэф"фициента воздействия эаГолнитсляВ то время как примеры 1 идоказывают, что добавка может бытьвведена в п.ыдт и снижает в ней пропускную способность для водяной паро"вой Фазы. примеры 3 и 4 показывают,что изменение пропускной способностиявляется обратимым, что выделившаясядобавка может быть вновь растворенаи транспортироваться дальше. Найденные в примере 3 величины фактора изменения В при час ;1.ном удалении доПример 7 показывает, что при зав полнении паром содержащего нефть кер" в на с -находящейся в паровой фазе добавг 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 1 пускной способности и таким образом , пл Растворимость в дистиллированной водеТемпература,С 2060 " 100 150 160 170 180200 250.г Растворимость,кг/м 0,46 1,12 2,8 10 13 17 21 33 100 71367 бавки А при 100 ОС приведены в табл.5. Пример 4 показывает, что при заполнении с РЧ 1,4 водой при 174 С фактор изменения К равен 0 92 и добавУ 5 ка А может быть полностью растворена. и удалена из образца (керна), Отклонение фактора изменения от теоретической величины 1 объясняется, с одной стороны, допусками измерений, с 1 О другой стороны, возможными структурными изменениями керна на основе качественных скрытых процессов, содержащих глину минералов. 15Примеры 5 и 6 показывают, что име-. ет место изменение пропускной способности, а также более полное извлечение нефти при использовании предлагаемого способа заполчения горя 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; 25 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 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 Ес может быть прямо определен в 40 заполйяющей аппаратуре. 8628повышенному объемному коэффициентувоздействия заполнения Г в месточрождении, который не может быть выяв"лен в маленьком керне (образце), аможет быть проверен только при полевых испытаниях. Величины извлечениянефти в табл. 7 показывают что введение в виде пара добавки В не ухудшает значение другой компоненты общего коэффициента извлечения нефти, аименно коэффициента вытеснения.П р и м е р 1. Изменение пропускной способности в жидкой фазе,Для испытаний по заполнению принят в качестве модели формации цилиндрический выбуренный керн песчаникаЧа 1 епМв с пористостью 23 Х, пропускной способностью в диапазоне от 0,9до 2,5 1 О м , диаметром 3,9 см и(2длиной 50 см. Каждый керн был помещенв 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 перекачиваниидеионизированной воды при 20 ОС измеряли перепад давления между входомкерна и выходом керна, С помощью уравнения Дарси рассчитывали первоначальную пропускную способность керна.В герметичном, термостатическомустройстве для заполнения, котороебыло оборудовано термоизмерительнымприспособлением, манометрами на входе и выходе, а также запорным вентилем, был вмонтирован керн и под давлением нагрет до 150 С. В нагревателе с кипящим слоем деионизированнаяода нагревалась на 150 С и прокачиалась через емкость с добавками,емпература которой была равна 150 С.емкости с добавками находилась втеклянной вате добавка А, свойстваоторой приведены ниже.Химический состав добавки Ао9 13678Насьпценный при 15 ООС раствор добавки А вводился в керн. После протекания количества жидкости, котороесоответствует минимуму пористостикерна РЧ 1, введение прекращалось икерн охлаждался до 20 С. Благодаряэтому инициировалось выделение добав"ки в твердом виде в керне и достигалось насьпцение объема пор добавкой А. 10Затем определялась пропускная способность (проницаемость) при 20 С. Соответствующее изобретению изменениепропускной способности (проницаемости) выражалось фактором измененияВ - отношением проницаемости посленасыщения добавкой к первоначальнойпроницаемости. Аналогичные процедуры повторяли с одинаковыми кернамипри 160, 170 и 180 С с насьпценным при 20соответствующей температуре раствором добавки А. Для сравнения затембыл выполнен опыт заполнения без до"бавки А чистой водой при 150 С,Результаты собраны в табл,1, Количество в РЧ 1 оставшейся твердой 1 обав.,ки (насыщение Б в объемном процеитеаеииюию ииеи т ета тате ететатт т т а т ю100 180 200 220 245 . 275 Температура, С. Давление пара, Мбар 0,002 0,73 0,24 6,7 23 85 П р и м е р 4. Полная обратимость35 изменений проницаемости. В примере 1 при 170 С обработанныйпри этой температуре насьпценным раст вором добавки А и затем охлажденныйкерн был запрлен водой в количестве 1,4 РЧ при 174 СЗатем была проверена проницаемость при 20 С,Результаты приведены в табл,4,45В заключение керн был исследованна остаточное количество добавки, Онопоказало отсутствие остатка добавкиА,П р и м е р 5, Извлечение нефтииз керна путем заполнения горячей водой.Вырезанные цилиндрические керныиз песчаника ЧаХепЖз с пористостью-223 Е, проницаемостью 0,9-1,2 м 10,диаметром б см и длиной 60 см быпианалогично примеру 1 вмонтированы встальную трубу заполнены двуокисьюуглерода и насыщены деионизированной Выходящий из емкости с добавкой,насыщенный при 275 С добавкой В парвводили в керн. Процесс (величина)перепада давления между входом керна и выходом керна фиксировался.Дпя сравнения был проведен аналогичный эксперимент без добавки Воднако в тех же условияхРезультаты представлены в табл.2.П р и и е р 3. Изменение проницаемости.Керк по примеру 1 при 160 С, обработанный насьпценным раствором с до.бавкой А при этой температуре и затем охлажденный был заполнен горячейводой при 100 С. Каждый раз послевведения 1 РЧ систему охлаждали до20 С, измеряли перепад давлений припротекании воды с температурой 20 Си рассчитывали проницаемость, Факторизменения после частичного выделенияполучали как отношение полученнойпроницаемости к первоначальной прони.цаемости.Результаты помещены в табл.З. 6210те) определялось из сравнения растворов добавки до и после охлаждения.В табл,1 приведено изменение проницаемости как функции насыщения пор породы добавкой А.П р и м е р 2. Изменение проницаемости в паровой фазе.Использовали керн диаметром б см и длиной 60 см описанного в примере 1 песчаника Ча 1 епЖз. Вмонтированный в стальную трубу керн был вакуумирован, заполнен двуокисью углерода, снова вакуумирован и насьпцен деиониэированной водой. Деионизированную воду постоянными позициями 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.З помещены физические данные добавки В.Химический состав добавки В9,10-антрахинон; т.пл. 286 С; плотность 1,44 10 кг/м11 13678 водой. В заключение они были заполнены при условиях, аналогичных условиям залегания месторождения, при 50 С и среднем давлении 30-35 бар5 . сырой нефтью. Сырая нефть имела вязкость 1200 мРа,с при 20 С, 210 мРа. с при 44 С, 71 мРа.с при 80 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 деионизированная вода была нагрета до 180 С и про 62 2 Растворимость в дистиллированной водеТемпература, С 20 40 60 80 100 180 Растворимость, кг/мз 0,3 0,68 1,4 2,7 5,0 30 заполнению с добавкой А и двух экспериментов по заполнению с добавкой С.П р и м е р 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,б: приведены резудьтаты испытаний сравнительных эксйериментов без применения добавки и двух экспериментов с добавкой Л. Химический состав добавки Д: 4,4- дигидроксибифенил т, пл. 275 С. Плот ность 1,25. Растворимость в дистиллированной воде и моделируемой воде месторожденияТ ОС 20 40 60 80 100 200 Р в дист.воде,кг/м 0,034 0,106 0,245 0,512 1,470 60 Р в моделируемойводе месторождения О 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 те 1,мостатической с температурой 180 С нагревательной 30 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 35 находился на входе в нагревательную камеру. Процесс изменения температуры контролировался по всей длине керна термодатчиком,Вытекающую из керна жидкость со бирали в сепаратор и после протекания 1,8-2,2 РЧ определяли выделившееся количество нефти. Табл.5 содержит результаты испытаний трех сравнительных экспериментов без примене ния добавок, трех экспериментов по пущена через емкост; 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 1 табл.Ниже приведены физические характеристики добавки С.Химический состав добавки С; т розий, т. пл. 317 С; плотность 1,46 1 О кг/м13 136П р и м е р 7. Заполнение паром насыщенного нефтью керна.Подготовка керна и его заполнение сырой нефтью 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 С 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 неА- тью 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 устройст" ва и имел температуру 21 С. В процес се заполнения керн медленно с постоянной скоростью вводили в нагревательную камеру. Температурный Аронт 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 14и з о б р е т е н и я 1. Способ извлечения неАти изподземного нефтяного месторожденияпутем нагнетания через нагнетатель"ную скважину теплоносителя в видегорячей воды и/или пара, содержащегодобавки, малорастворимые в воде и 10 нефти при температуре месторожденцяи хорошо растворимые или испаряющиеся в теплоносителе, которые перемещают по пласту вспомогательным теплоносителем, они временно и обратимо 1 Б 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 ю щ и й с я тем, что, с целью повышения эффективности способа, с теплоносителем в пласт в качестве добавкизакачивают 1,5-дигидроксинаАталинили 4,4-дигидроксибифенил, или 9,10- 25 антрахинон в концентрации от 0,0002до О,З кг/кг, а теплоноситель с добавками перемещают по пласту вспомогательным теплоносителем, преимущест.венно к той части температурного ЗО фронта, которая перемещается быстрее,2. Способ по п.1, о т л и ч а ющ и й с я тем, что в качестве вспомо.гательного теплоносителя в пласт нагметают горячув воду и/или пар,115 6 1367862 Таблица 1 А А Отсутствует Добавка температуразаполнения,С 170 160 150 150 180 Количество заполнения РЧ 1,2 1,2 24 48 Время охлаждения, ч 24 20 50 Начальная проницаемость Норма введения,М 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 1 О2,47 1,452,32 1,17 Проницаемость после насыщения: Норма заполненияМс" 1028,3 33,3 0,65 1,35 48,6 Перепад давлений, бар 0,14 0,18 0,10 Проницаемость, м 101;45 0,16 0,04 фактор изменений 3 0,98 Насьпцение Б, % РЧ 0 1,10 1,37 РЧ : объем пор Фактор изменений В: отношение проницаемости после насыщения добавкой к исходной проницаемости Насыщение Я : насьпцение добавкой, Х РУ 50,0 33,3 0,19 0,44 1,10 0,32 0,45 0,22 0,64 0,84