CC BY
199
УДК 622.279.23/4:620.9:338.5
ДОБЫЧА ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ И НЕИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ С ПОМОЩЬЮ ТЕХНОЛОГИИ БИНАРНЫХ СМЕСЕЙ
E.H. Александров1, Н.М. Кузнецов2, С.Н. Козлов1, Ю.Г. Серкин1, Е.Е. Низова3
'Институт биохимической физики им. Н.М. Эммануэля РАН, Москва, Россия 2Институт химической физики им. Н.Н. Семенова РАН, Москва, Россия 3000 «ХИМПЛАСТ», Альметьевск, Россия
В работе рассмотрены результаты повышения нефтеотдачи пластов с помощью бинарных смесей, содержащих минеральную (аммонийную) и/или органическую (моноэтаноламинннитрат) селитры и инициаторы их разложения. Расчеты и масштабный промысловый эксперимент показывают, что ресурсосберегающая технология бинарных смесей может рассматриваться как альтернатива известной паротепловой технологии (Канада, США). Необходимым и достаточным условием успешного применения реакции бинарных смесей с целью повышения нефтеотдачи пластов является разработанная и испытанная авторами система контроля температуры и давления в зоне реакции бинарных смесей, обеспечивающая глубину превращения и КПД реакции бинарных смесей, близкие к 1.
Ключевые слова: теплота образования, селитра аммонийная, селитра органическая - моноэтаноаминнит-рат, бинарные смеси, технология добычи нефти, контроль режима реакции в забое, термохимический газлифт.
DOI: 10.18599/grs.18.3.2
Для цитирования: Александров Е.Н., Кузнецов Н.М., Козлов С.Н., Серкин Ю.Г., Низова Е.Е. Добыча трудноизвлекаемых и неизвлекаемых запасов нефти с помощью технологии бинарных смесей. Георесурсы. 2016. Т. 18. № 3. Ч .1. С. 154-159. DOI: 10.18599/grs.18.3.2
Введение
На начальной стадии эксплуатации месторождений ископаемых углеводородов нефть, как правило, извлекают, используя высокое давление в пласте, превышающее давление на забое добывающих скважин. Добыча нефти по мере выработки месторождения падает синхронно с понижением пластового давления. С целью сохранения темпадобычи для повышения пластового давления (ППД) через нагнетательные скважины в пласт начинают закачивать воду под давлением. Ныне из скважин России извлекают, в среднем, около 90 % воды и 10 % нефти (Александров, Кузнецов, 2007). В недрах остается около 60 % разведанных, но «неизвлекаемых» запасов нефти (НИЗ). Масса НИЗ больше массы нефти, извлеченной из недр в течение всей истории ее добычи.
В последние годы наметилось решение проблемы извлечения НИЗ с помощью термохимической технологии бинарных смесей (БС). Бинарные смеси - это водные растворы селитр (аммиачной или органической) и инициаторов реакции их разложения (гидридов металлов или нитрита натрия) (Aleksandrov, Koller, 2008; Мержанов и др., 2010). Водные растворы реагентов БС закачивают в скважину по разным каналам. Они вступают в контакт в при-забойной зоне пласта (ПЗП) и реагируют, выделяя тепло и газ, уходящие в пласт под давлением, создаваемым реакцией.
История
До 2011 г. закачку растворов БС в скважины производили в неуправляемом режиме, и органы Ростехнадзора разрешали использовать БС малыми дозами. Как правило, в скважину разрешали закачивать не более одной тонны взрывоопасной селитры. В реакции выделялось около тон-
ны горячего газа, который воздействовал на пласт около скважины и обеспечивал прирост извлекаемой нефти, как правило, достаточный для окупаемости операции (Александров, Кузнецов, 2007; Aleksandrov, Koller, 2008; Мержанов и др., 2010; Александров и др., 2012; 2013).
При выполнении проекта МНТЦ № 985 ИБХФ РАН провёл НИР и НИОКР в лаборатории и на полигоне (Черноголовка, Московская область). Были разработаны рабочие рецептуры на основе аммиачной и органической селитры (моноэтаноламиннитрата) и проведены их испытания на скв. № 21 Разумовского месторождения Саратовской области (Александров, Кузнецов, 2007). Эти рецептуры затем были успешно применены на промыслах Пермского края и Республики Коми (Усинское месторождение) (Александров и др. 2012; Александров, Кузнецов, 2007; Мержанов и др., 2010; Aleksandrov, Koller, 2008).
Количество тепла, вводимого в пласт по технологии БС при закачке в скважину одной тонны селитры, на три порядка меньше, чем количество тепла, вводимое в пласт в очередном цикле закачки пара по канадской паротепло-вой технологии. Поэтому технология БС (ТБС) образца 2001 г. (проект МНТЦ №985) не выглядела способной конкурировать с ведущей тепловой технологией Мира SAGD (Мержанов и др., 2010).
В 2010 году в ИБХФ РАН была разработана и испытана система непрерывного контроля и оптимизации реакции БС в скважинах, и получено разрешение органов Ростех-надзора№ 25-ИД-19542-2010 на закачку в недра селитры без ограничения её массы. На нефтепромыслах была применена 2-х уровневая система взрывобезопасного разложения десятков тонн аммиачной селитры, закачанной в скважину (Александров и др. 2012).
t SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL
154 GEDRESURSY
Систему регулируемой закачки селитры и инициатора её разложения в скважину можно рассматривать как термохимический газогенератор (ТГ), при работе которого вся закачиваемая в пласт селитра превращается в газ и тепло по реакции: NH4NO3 —> N2 + 2H2O + 0,502 + Qr
Реакция разогревает пласт и создаёт условия для газлифта, который работает, в основном, за счёт энергии окисления нефти кислородом, выделившимся в реакции разложения селитры. Газированная нефть после повышения давления и открытия вентилей на устье скважин, как правило, фонтанирует.
ТГ это двигатель нового (скважинного) типа - двигатель внутрипластового сгорания нефти. ТГ, как показал опыт, может обеспечить откачку горячего флюида из скважины при температуре, значительно превышающей предельную для работы промысловых механических насосов.
В ноябре 2011 г. выполнены опытно-промышленные испытания (ОПИ) технологии бинарных смесей (руководитель E.H. Александров). В скважины №1242 и № 3003 Усинского месторождения (ООО «Лукойл-Коми) закачали водные растворы, содержавшие 20 тонн аммонийной селитры и 9 тонн нитрита натрия.
В 2012 г. дебит этих скважин увеличился, в среднем, на 4.95 и 8.44 т/сутки, соответственно (Табл. 1). Масса дополнительной нефти в 2012 г., составила 3400 тонн, в среднем 1,7 тыс. тонн на скважину. В конце 2011 г начале 2012 года
на Усинском месторождении с помощью БС были обработаны также скважины №№ 6010,600,1283,7169,8198 (руководители работ: E.H. Александров, В.Б. Заволжский). В 2012 г. с помощью БС из этих скважин было получено 13 232 тонн дополнительной нефти, в среднем 2646 тонн на скважину (Табл. 2).
Таким образом:
• создана и в 2011 -2012 гг. и испытана система регулируемой взрывобезопасной закачки на семи скважинах Усинского месторождения.
• было показано, что система функционирует - эффективно и технически и экономически, обеспечивая соотношение доход /расходы не ниже 5;
• реклама возможностей технологии БС в интернете привела к переговорам с зарубежными фирмами и к предложению от фирмы ViscosEnergy Ltd. провести ОПИ ТБС вСША.
Технология БС в развитии и конкуренции с ведущими технологиями Мира
В июне 2013 г. продуктами реакции БС были обработаны нерентабельные скважины № 8 и № 10 на месторождении Eastland в штате Техас, США (руководитель работ E.H. Александров) (Александров и др., 2012). Это месторождение было оставлено промысловиками в 1994 г как полностью выработанное. Перед обработкой из скважин № 8 и
№ скв. Марка насоса Месяц Дата пуска Базовый дебит Кол-во суток Средн. дебит, т/сут Доп. добыча нефти, т Уд. дебит, т/сут План. уд. дебит
1242 ЭВНТ-25-1500 Ноябрь 2011 Декабрь 2011 Январь 2012 Февраль 2012 Март 2012 09.11.2011 0 22.00 30.83 31.00 29.00 31.00 5.82 5.50 4.63 4.94 3.98 128.00 169.57 143.00 143.26 123.38 1
Итого 143.83 707.73 4.92 8.5
3003 ЭВНТ-25-1500 Январь 2012 Февраль 2012 Март 2012 04.012012 1.93 т/с 28.00 23.00 30.75 10.6 10.60 9.98 242.90 199.60 247.60
Итого 81.75 690.10 8.44 6.5
Табл. 1. Результаты опытно-промышленных испытаний технологии БС на скважинах № 1242 и № 3003 Усинского месторождения в ноябре 2011 г.
___Анализ эффективности ОПР ООО "НТРС-Коми" по закачке КНОС при ПЦО на пермокарбоновой залежи Усинаого месторонаденйн в 2012г._
№ темы Программы ОПР Наименование технологии Номе Р С К ЕЛ жины Эксл объе кг Даты выполнения мероприятий Программы ОПР Дата запуска скважин после ОПР Режим работы до мероприятия"*' Р мер< ежим эботы осле >приятия Текущий режим "" Затрать . тыс. р. Приро CTQH. т/сут Доп. добыч е. тыс.т. Дни работы гюсле меропр ИЯГИВ Крапал оценка результатов ОПР " Комментарий
Факт начато Факт окончание Ож. т/сут QH. TJCy-I % Ож, т/су т QH, т/су т % 0ж. т/сут Он. т/су т % Пл ан Фэк т
опр 2012 г ОЁП закачкой 6010 Р-С 1605 2012 16.05.2012 2705 2012 22.9 3,6 84.4 20 6.6 67 17,5 12 33 760 780 10,2 6.666 547 эффективно
600 Р-С 03.05.2012 04.05.2012 1205.2012 21 5.9 70 21 5 76 780 780 5.0 1.05 81 эффективно б/д скважина
(фемн^йнаоргв НЙЧЁСКИХ соедикений при ПЦО 1283 Р-С 12.05.2012 15.05.2012 17.05.2012 9 4,5 50 25 13 46 22 13 42 780 780 9,6 2,16 225 эффективно
7169 Р-С 12 122012 12.12 2012 1401 2012 49,4 5,6 55,6 62 15 76 21.7 1,3 94 780 780 6,4 1,644 194.9 эффективно Эффект до августа 2013г.
6193 Р-С 25 12.2011 04.01.2012 1002 2012 49,2 0,5 98,3 41 13 68 22,6 6,1 73 780 780 9,1 2,612 307,7 эффективно
Итога 9.3 13,232 1356
Табл. 2. Результаты обработки пяти скважин на Усинском месторождении в конце 2011 г. - начале 2012 г. (Руководители работ: E.H. Александров, В.Б. Заволжский).
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
№ 10 в течение недели (1-8 июня 2013 г.) откачивали плас-товый флюид, состоящий из воды (99,99 %) с пленкой нефти (0,01%). До закачки реагентов статический уровень поверхности воды в скважине № 8 был зафиксирован на глубине 210 м.
Вечером 9го июня 2013 г в скважины № 8 и № 10 закачали 55 тонн водных растворов аммонийной селитры и нитрита натрия. В соответствии с планом работ половина реагентов прореагировали в скважине, выделив около 25 тонн газа, нагретого, среднем до 300 0С, который ушел в прилегающий пласт под давлением, созданным реакцией. Вторую половину БС, прекратив реакцию БС в скважине, закачали в нагретый пласт. В пласте медленная реакция разложения селитры продолжалась более 3-х суток (Рис. 1, график изменения давления в скв. №8в течение 09-12 июня 2013 г., табл. 3). При этом давление наустье скважины № 8 возросло до 15 атмосфер. Учитывая, что уровень жидкости в скважине повысился на 210 метров за счет прироста давления на 21 атм, суммарный прирост давления за счет реакции разложения селитры, в основном , в пласте составил 36 атмосфер.
После прекращения роста давления на устье открыли вентили. На рисунке 2 показана фотография фонтана из скв. № 8. Скважина № 8, выбранная в центре месторождения дала флюид: нефть - около 30% , вода - около 70%. Скважина № 10, выбранная на краю месторождения, дала флюид: нефть - около 10% , вода - около 90%.
Фирма-заказчик работ в США ViscosEnergy Ltd. разместила и интернете рекламу под заголовком «Comparison of technologies» об успешном возрождении добычи нефти на брошенном месторождении Eastland с помощью (revolutionary) технологии БС. В рекламе было написано: «Scientists based in Russia have developed and tested a technology of output stimulation
by heat from reactions of binary mixtures (BM)».
ViscosEnergy Ltd. представила результаты стимулирования продуктами реакции БС добычи нефти из скважин № 8 и № 10 месторождения Eastland (штат Техас, США) (Табл. 3). Эти результаты в рекламе сравниваются с результатами стимулирования добычи нефти ведущими технологиями Запада - технологией гидравлического разрыва пласта (ГРП, США) и паротепловой технологией (SAGD, Канада).
Из второй строки таблицы 3 следует, что технология БС в отличие от западных технологий, обводняет недра намного меньше (т.е. незначительно). В третьей строке таблицы указан потенциал технологий как их способность выгодного извлечения максимальной доли разведанных запасов:
• SAGD - 30%;
• ГРП - 35%;
• БС - не менее 50%.
В восьмой строке таблицы 3 указана себестоимость барреля извлеченной из недр нефти: SAGD - (50-60)&/BBL; ГРП - (40-60)&/BBL; БС - (10-35)&/BBL. Технология БС, ценность которой определяется рыночной конкуренцией, до 2012 года, занимала третье место в Мире и уступала технологии гидроразрыва пласта (США) и паротепловой технологии SAGD (Канада). В 2012-2014 гг. технология БС, обеспечив добычу нефти себестоимостью (10-35)&/BBL опередила по рентабельности обе ведущие технологии Запада.
Следует подчеркнуть, что опубликованная в рекламе себестоимость барреля нефти, извлеченной из недр действующих рентабельных месторождений с помощью SAGD - (50-60)&/BBL и ГРП - (40-60)&/BBL, сопоставляется с себестоимостью нефти, (10-35)&/BBL, извлеченной из недр с помощью БС на нерентабельном месторождении, оставленном без охраны 19 лет назад.
Criteria SAGD Hydrofractures Binary mixture
Principle Heats the formation with steam to lower viscosity Pacal's Law: Cold liquids requiring strong pumps fracture formation Heats the formation to lower oil viscosity. Uses reactions to increase energy and gas lifting
Damage to well Rapid water-logging Rapid water-logging No irrigation or any other damage
Production over time non-economical after appx. 30% of oil is extracted non-economical after appx. 35% of oil is extracted Can extract 50-80% of all oil from the well over its lifetime
Energy loss +/- 25% to heat water and to transfer it to well strong pumps (>10.000 HP), proppants Negligible loss
Depth limits 800-1000m (more, if costly thermo-insulated tubing is used) Depends on well construction and strength of pumps available Unclear; deepest wells at 15,000 ft
Temperature reached 250°C N/A From 100-500°C, fully regulated
Investment Large upfront investment Moderate Moderate
Production costs $50-60/BBL $40-60/BBL $10-35/BBL depending on geological/market conditions
Environment-friendliness Water pollution and exhaust gases in athmosphere High water consumption Limited; by-products are nitrogen, water, and C02. All other solid materials (if indeed any) remain down in the well.
Repeatability Increasing water content lowers economical effect Repeated stimulation has lesser effect Can be repeated many times or can run permanently
Табл. 3. Результаты обработки скважин № 8 и № 10 на месторождении Eastland, США (руководитель работ E.H. Александров).
L SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL
GEDRESURSY
Рис. 1. График изменения давления в скв. № 8 в течение 9-12 июня 2013 г. при закрытом вентиле на устье в течение 3-х с четвертью суток после окончания закачки БС в скважину и в пласт.
Современная технология БС, разрабатываемая авторами с 1997 г. отличается от других технологий оптимизацией тепловыделения в процессе закачки, что обеспечивает высокий КПД реакции, близкий к 1. С помощью БС удалось «нащупать» реальную возможность полного удаления скин-слоя вокруг десятков тысяч ныне нерентабельных скважин России, который накопился в течение нескольких десятилетий их не ресурсосберегающей эксплуатации. Этот слой, видимо, является основной причиной «недобора» из недр России 60% разведанных запасов нефти. Скин-слой состоит из частиц тяжелой вязкой нефти, более охотно сорбируемых стенками пор и трещин, чем легкая нефть. Сорбции весьма способствует охлаждение флюида в процессе его выхода из пласта в скважину (эффект Джоуля-Томсона).
Перспективы технологии БС
Из ряда перспективных «ответвлений» ТБС рассмотрим, например, возможность применения бинарных смесей на скважинах канадского тандема скважин (Рис. 3). Замену в тандеме скважин пара на растворы БС планируется произвести следующим образом.
Растворы БС нужно закачивать в нижний горизонтальный ствол, в котором легко организовать непрерывную реакцию БС, подаваемых в скважину с помощью маломощных насосов установки ЦА-320. Мощность реакции БС, вырабатывающей в скважине горячий газ при температуре около 300 0С, должна превысить мощность насосов ГРП (10 тыс. л. с.). Таким образом в течение нескольких часов можно организовать режим напорного дренажа горячих газов из нижнего горизонтального ствола в верхний горизонтальный ствол тандема, в котором будут созданы условия для непрерывного создания и функционирования термохимического газлифта (ТГ). ТГ способен обеспечить непрерывную доставку на поверхность горячего флюида, содержащего смесь воды и нефти при температуре, близкой к 1000С. В результате замены режима добычи БЛОБ на режим БС можно ожидать увеличения скорости добычи тяжелой вязкой нефти на порядок. В случае успеха понижение себестоимости добычи системы БЛОБ будет обеспечено сокращением практи-
Рис. 3. Схема добыгчи нефти паро-тепловыгм способом: на верхней части рисунка в вертикальных стволах стрелками указаны обсадные колон-ныг и насосно-компрессорныге трубы, на нижнем рисунке стрелками ука-заныг верхняя горизонтальная скважина и нижняя горизонтальная скважина.
чески до нуля расходов на создание парогенераторных заводов. (Закачка БС в России обычно производится «с колес» установками ЦА-320, применяемыми для цемен-тажа, и всегда имеющимися «под рукой» на промыслах). Ускорение добычи ожидается также за счет устранения периодов закачки пара, в течение которой добыча в системе БЛОБ не ведется. Таким образом появилась возмож-
Рис. 2. Фотография фонтана смеси (вода - 70%, нефть - 30%) из скважины № 8.
НШЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ |
HllililHJilHsF 157
ность использовать достоинства парового тандема, не применяемого глубже 1 км из-за потерь тепла паром на пути к ПЗП, также в скважинах с горизонтальными стволами на любых глубинах. Учитывая планируемую нами непрерывность процесса, в котором мощность ТГ на порядок превысит мощность механических насосов, следует ожидать радикальной интенсификации добычи как тяжелой, так и более легкой нефти.
В процессе ОПИ ТБС на Усинском месторождении была обнаружена ранее неизвестная тепловая волна разложения селитры (ТВРС) в пласте, инициированная теплом нагретой части пласта с помощью реакции БС в скважине. волна тепла двигалась от скважины в пласт практически до полного разложения закачанной в пласт селитры. Эта волна отображена на графике изменения давления в скв. № 8 (месторождение Eastland) в течение 09-12 июня 2013 г. по нарастанию давления в начале реакции разложения селитры при закрытом вентиле на устье (Рис. 1, понижение давления вечером 10 го июня возникло из-за кратковременного нарушения герметичности устья скважины, причину которой удалось оперативно ликвидировать). Следует подчеркнуть, что в силу полной взрывобезопасности нагрева пласта с помощью разложения любых масс селитры в пласте, отдающей основную часть тепла породе пласта, использование указанной тепловой волны, становится основным направлением применения БС к масштабному стимулированию добычи нефти (Расчет движения ТВРС в работе (Кузнецов, 2016)).
Технология бинарных смесей как альтернатива технологии SAGD
Мы считаем, что в перспективе технология БС должна прийти на смену технологии SAGD. Мы полагаем, что (по крайней мере, на начальном этапе) в технологии БС можно использовать тандем скважин, характерный для технологии SAGD.
В процессе реакции в пласте около скважины создается зона повышенного давления, в которой выделяется газ. Движение пластового флюида по порам и трещинам под напором газа мы называем напорным дренажем (НД). В отличие от гравитационного дренажа паротепловой технологии, напорный дренаж, поддерживаемый энергией реакции БС, - процесс, управляемый по интенсивности и направлению. Кроме эффекта НД при реакции БС в скважине и в пласте, газ, выделившийся в реакции, растворяется в пластовом флюиде, делая его менее вязким и более легким. Движение насыщенного газом флюида вверх по стволу скважины называют газлифтом. Искусственный газлифт, поддержанный энергией реакции БС, был обнаружен на скважине № 169 Курбатовского месторождения (Пермский край) (Александров, Кузнецов, 2007).
Заключение
Факт восстановления с помощью реакции БС в 2013 г.промышленной добычи нефти на месторождении Eastland (США), которая в течение 1994-2013 г. считалась неизвлекаемой, можно расценивать как возможность поворота от более чем векового накопления в недрах неизв-лекаемых запасов нефти к их рентабельной добыче. В недрах находятся углеводороды, масса которых в разы пре-
вышает запасы на месторождениях, разрабатываемых ныне. Обнаружение возможности извлечения «нерентабельных» запасов нефти равнозначно открытию нового крупнейшего месторождения почти без затрат на геологические поиск и разведку. Этот результат не имеет аналогов в известной литературе.
Как видно из восьмой строки таблицы 3, ведущие технологии Запада SAGD и ГРП, применяемые ныне только надействующих, т.е. рентабельных месторождениях по рентабельности добычи уступили первенство технологии БС, примененной на брошенном нерентабельном месторождении. Этот результат также не имеет аналогов в известной литературе.
Возрождение добычи нефти с использованием технологии БС на ныне нерентабельных месторождениях - это новое направлением промысловой термохимии, которое может обеспечить улучшение перспектив экономики России как великой добывающей энергетической державы.
Выводы
1. Разработана и освоена техника термохимического стимулирования добычи нефти с помощью новых технологических элементов:
• системы регулируемого безопасного прогрева нефтяных пластов в диапазоне температур 200-700°C;
• термохимического газлифта, применяемого для откачки пластового флюида, при высоких температурах.
2. При идентичности режимов добычи на Усинском и Техасском месторождениях испытания технологии в США окупились в течение 2-х месяцев.
3. Возрождение добычи нефти на выработанных месторождениях следует считать новым перспективным направлением промысловой термохимии.
Литература
Александров E.H., Александров .П.Е. Кузнецов Н.М, Лунин В.В., Леменовский Д.А., Рафиков Р.С.,Чертенков М.В., Ширяев П.А., Петров А.Л., Лиджи-Горяев В.Ю. Нефтехимия. 2013. Т. 53. № 4. С. 312-320.
Александров E.H., Кузнецов Н.М. Масштабный нагрев продуктивного пласта и оптимизация добычи нефти. НТЖ Каротаж-ник. 2007. № 4. С. 113-127.
Александров E.H., Варфоломеев С.Д., Лиджи-Горяев В.Ю., Петров А.Л. Стимулирование добычи нефти продуктами реакций бинарных смесей (БС) как альтернатива технологиям, обводняющим нефтяной пласт. Точка опоры. 2012. № 158, ноябрь. С. 14-15.
Кузнецов Н.М. К стимулированию нефтедобычи на основе бинарных смесей. Горение и взрыыв. 2016. Т. 9. № 2. С. 111-119.
Мержанов А.Г., Лунин В.В., Леменовский Д.А., Александров E.H., Петров А.Л., Лиджи-Горяев В.Ю. Высокотемпературное стимулирование добычи нефти. Наука и технологии в промышленности. 2010. Т. 2. С. 1-6.
Aleksandrov E., Koller Z. Technology of oil and bitumen output stimulation by heat from reactions of binary mixtures (BM). TCTM limited. 2008. 76 p.
Сведения об авторах
Евгений Николаевич Александров - доктор хим. наук, Заведующий Лабораторией газового анализа и экотокси-метрии, Институт биохимической физики им. H.M. Эммануэля РАН
Россия, 119334, Москва, ул. Косыгина, 4
Тел: +7 495 939-73-18, e-mail: 28en1937@mail.ru
t ^ШВ^^^^^Л SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL
158\ GEDRESURSY
Николай Михайлович Кузнецов - доктор физ.-мат. наук, профессор, главный научный сотрудник, Институт химической физики им. академика H.H. Семенова Россия, 119334, Москва, ул. Косыгина, 4 Тел: +7 495 939-72-87, е-mail: N-M-kuznetsov@yandex.ru
Сергей Николаевич Козлов - кандидат физ.-мат. наук, ст. научный сотрудник, Институт биохимической физики им. H.M. Эммануэля РАН
Россия, 119334, Москва, ул. Косыгина, 4 Тел: +7-495-939-73-18,е-тай: kozlovse@yandex.ru
Юрий Георгиевич Серкин - инженер-исследователь, Институт биохимической физики им. Н.М. Эммануэля РАН
Россия, 119334, Москва, ул. Косыгина, 4 Тел: +7 495 939-73-18, е-шаИ: SU1949@yandex.ru
Евгения Евгеньевна Низова - заместитель директора по общим вопросам, ООО «ХИМПЛАСТ» Россия, 423450, Альметьевск, ул. Базовая, 4
Статья поступила в редакцию 06.07.2016
Production of Hard-to-recover and Non-recoverable Oil Reserves by means of Binary Mixtures Technology
E.N. Aleksandrov1, N.M. Kuznetsov2, S.N. Kozlov', Yu.G. Serkin', E.E. Nizova3
'Emmanuel Institute of Biochemical Physics, Russian Academy of Sciences, Moscow 2Semenov Institute of Chemical Physics, Russian Academy of Sciences, Moscow, Russia 3KhIMPLAST Ltd., Al'met'evsk, Russia
Abstract. The paper discusses the results of the enhanced oil recovery by means of binary mixtures containing mineral (ammonium) and/or organic (mono-ethanolamine) nitrate and initiators of their decomposition. Calculations and large-scale field experiment show that resource-saving technology of binary mixtures can be considered as an alternative to the well-known thermal steam technology (Canada, USA). Designed and tested by the authors monitoring system of temperature and pressure in the reaction zone of the well, which provides conversion depth and efficiency coefficient of binary mixtures reaction that are close to 1 is a necessary and sufficient condition for the successful application of this method for the purpose of enhanced oil recovery.
Keywords: heat of formation, ammonium nitrate, organic nitrate - mono-ethanolamine, binary mixtures, oil production technology, reaction control mode at the bottomhole, thermochemical gas lift.
References
Aleksandrov E.N., Aleksandrov .P.E. Kuznetsov N.M, Lunin V.V., Lemenovskiy .D.A. Rafikov R.S.,Chertenkov M.V., Shiryaev P.A., Petrov A.L., Lidzhi-Goryaev V.Yu. Neftekhimiya = Oil chemistry. 2013. V. 53. No. 4. Pp. 312-320. (In Russ.)
Aleksandrov E., Koller Z. Technology of oil and bitumen output stimulation by heat from reactions of binary mixtures (BM). TCTM limited. 2008. 76 p.
Aleksandrov E.N., Kuznetsov N.M. Masshtabnyy nagrev produktivnogo plasta i optimizatsiya dobychi nefti [Broad-scale heat of productive deposit and optimization of oil production]. Karotazhnik = Well Logger. 2007. No. 4. Pp. 113-127. (In Russ.)
Aleksandrov E.N., Varfolomeev S.D., Lidzhi-Goryaev V.Yu., Petrov A.L. Stimulirovanie dobychi nefti produktami reaktsiy binarnykh smesey (BS) kak al'ternativa tekhnologiyam, obvodnyayuschim neftyanoy plast [Stimulation of oil production by reaction products of binary mixtures as an alternative to deposit inundation technologies]. Tochka opory = Reference point. 2012. No. 158, November. Pp. 14-15. (In Russ.)
Kuznetsov N.M. K stimulirovaniyu neftedobychi na osnove binarnykh smesey [Stimulation of oil production based on binary mixtures]. Gorenie i vzryv = Combustion and explosion. 2016. V. 9. No. 2. Pp. 111-119. (In Russ.)
Merzhanov A.G., Lunin V.V., Lemenovskiy D.A., Aleksandrov E.N., Petrov A.L., Lidzhi-Goryaev V.Yu. Vysokotemperaturnoe stimulirovanie dobychi nefti [High-temperature stimulation of oil production]. Nauka i tekhnologii v promyshlennosti = Science in technology and industry. 2010. V. 2. Pp. 1-6. (In Russ.)
For citation: Aleksandrov E.N., Kuznetsov N.M., Kozlov S.N., Serkin Yu.G., Nizova E.E. Production of Hard-to-recover and Non-recoverable Oil Reserves by means of Binary MixturesTechnology. Georesursy = Georesources. 2016. V 18. No. 3. Parti. Pp. 154-159. DOI: 10.18599/grs.18.3.2
Information about authors
Evgeniy N. Aleksandrov - Doctor of Science (Chem.), Head of the Laboratory of Gas Analysis and Ecotoximetry, Emmanuel Institute ofBiochemical Physics, Russian Academy of Sciences
Russia, 119334, Moscow, Kosygina str., 4 Phone: +7 495 939-73-18, e-mail: 28en1937@mail.ru
Nikolay M. Kuznetsov - Doctor of Science (Phys. and Math.), Professor, Chief Researcher, Semenov Institute of Chemical Physics, Russian Academy of Sciences Russia, 119334, Moscow, Kosygina str., 4 Phone: +7 495 939-72-87, e-mail: N-M-kuznetsov@yandex.ru
Sergey N. Kozlov - PhD (Phys. and Math.), Senior Researcher, Emmanuel Institute of Biochemical Physics, Russian Academy of Sciences
Russia, 119334, Moscow, Kosygina str., 4
Phone: +7-495-939-73-18, e-mail: kozlovse@yandex.ru
Yuriy G. Serkin - Engineer, Emmanuel Institute of Biochemical Physics, Russian Academy of Sciences. Russia , 119334, Moscow, Kosygina str., 4
Phone: +7 495 939-73-18, e-mail: SU1949@yandex.ru
Evgeniya E. Nizova - Deputy Director, KhIMPLAST Ltd. Russia, 423450, Al'met'evsk, Bazovaya str., 4
Manuscript received July 6, 2016
hawho-технический журнал hhbk .
ÉilllililHJilHsF 159
