RU2696714C1 - Method for thermo-chemical treatment of oil reservoir - Google Patents
Method for thermo-chemical treatment of oil reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2696714C1 RU2696714C1 RU2018121647A RU2018121647A RU2696714C1 RU 2696714 C1 RU2696714 C1 RU 2696714C1 RU 2018121647 A RU2018121647 A RU 2018121647A RU 2018121647 A RU2018121647 A RU 2018121647A RU 2696714 C1 RU2696714 C1 RU 2696714C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- binary mixture
- injection
- pressure
- well
- volume
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно, к способам термохимической обработки пласта для стимулирования процесса добычи нефти путем оптимизации режима термохимических реакций, протекающих в продуктивных пластах с использованием реакции бинарных смесей.The invention relates to the oil industry, and in particular, to methods for thermochemical treatment of a formation to stimulate the process of oil production by optimizing the regime of thermochemical reactions taking place in productive formations using the reaction of binary mixtures.
Известен способ стимулирования добычи нефти, заключающийся в закачке в пласт водного раствора бинарной смеси на основе аммиачной селитры и нитрита натрия в совокупности с инициирующим составом при контроле температуры, давления и состава продуктов реакций на протяжении процесса обработки пласта. (Патент РФ №2546694, публ. 2015).A known method of stimulating oil production, which consists in injecting into the formation an aqueous solution of a binary mixture based on ammonium nitrate and sodium nitrite in conjunction with the initiating composition while controlling the temperature, pressure and composition of the reaction products during the processing of the formation. (RF patent No. 2546694, publ. 2015).
Указанный способ позволяет за счет химического разложения больших объемов реагентов, закачиваемых в пласт, значительно повысить пластовую температуру и давление в зоне реакции, снизить вязкость флюида, увеличить коэффициент охвата и тем самым увеличить нефтеотдачу. Процесс закачки производится последовательно: чередуют закачку ограниченных объемов аммиачной селитры, массой не более 1 тонны каждая, с порцией технической воды не менее 0,05 тонны каждая. Повысить взрывобезопасность процесса и преждевременный выход из строя оборудования позволяет также непрерывный контроль температуры и давления, обеспечивающий регулирование процесса реакции с ограничением температуры в стволе скважины ниже предельного уровня, превышающего параметры безопасности. При появлении признаков самоускорения реакции, идентифицируемых по показаниям приборов измерения температуры и давления, прекращают закачку инициатора в скважину.This method allows, due to the chemical decomposition of large volumes of reagents injected into the formation, to significantly increase the formation temperature and pressure in the reaction zone, reduce the viscosity of the fluid, increase the coverage factor and thereby increase oil recovery. The injection process is carried out sequentially: alternating the injection of limited volumes of ammonium nitrate, weighing no more than 1 ton each, with a portion of process water at least 0.05 tons each. Continuous monitoring of the process and premature failure of the equipment also allows continuous monitoring of temperature and pressure, which ensures the regulation of the reaction process with the temperature limit in the well below a limit level that exceeds the safety parameters. If there are signs of self-acceleration of the reaction, identified by the readings of temperature and pressure measuring instruments, the initiator is stopped pumping into the well.
В известном способе обработки технологическая схема предполагает подачу в пласт компонентов бинарной смеси - аммиачной селитры и нитрита натрия по отдельным каналам, что имеет существенные недостатки. Во-первых, двухтрубная закачка требует наличие двух типоразмеров насосно-компрессорных труб (НКТ), специальной фонтанной аппаратуры, предусматривающей возможность подвески 2-х типоразмеров НКТ, двух линий высокого давления с набором датчиков, предохранительных клапанов и т.д., что значительно повышает стоимость термохимической обработки пласта. Во-вторых, двухтрубная закачка не обеспечивает полного смешивания и гомогенизации компонентов бинарной смеси по всему ее физическому объему, а также высокую концентрацию минеральных солей в водном растворе (до 70%), поскольку при смешении 2-х отдельных водных растворов - нитрита натрия и аммиачной селитры суммарная массовая концентрация солей значительно падает. В-третьих, при контакте водного раствора аммиачной селитры с рН 4-7 и инициатора в виде водного раствора нитрита щелочного металла с рН 12-14 возможно инициирование реакции разложения аммиачной селитры непосредственно в зумпфе скважины с развитием неуправляемого взрывного процесса, сопровождающегося резким повышением давления и увеличением температуры. Итогом такого процесса может стать повреждение обеих колонн НКТ, срыв пакера, растрескивание цементного камня обсадной колонны и нарушение ее герметичности.In the known method of processing, the technological scheme involves feeding into the reservoir the components of a binary mixture of ammonium nitrate and sodium nitrite through separate channels, which has significant drawbacks. Firstly, two-pipe injection requires two sizes of tubing, special flowing equipment, which provides the possibility of suspension of 2 sizes of tubing, two high pressure lines with a set of sensors, safety valves, etc., which significantly increases the cost of thermochemical treatment of the reservoir. Secondly, two-pipe injection does not provide complete mixing and homogenization of the components of the binary mixture over its entire physical volume, as well as a high concentration of mineral salts in the aqueous solution (up to 70%), since when mixing 2 separate aqueous solutions - sodium nitrite and ammonia saltpeter the total mass concentration of salts drops significantly. Thirdly, upon contacting an aqueous solution of ammonium nitrate with a pH of 4-7 and an initiator in the form of an aqueous solution of an alkali metal nitrite with a pH of 12-14, it is possible to initiate the decomposition of ammonium nitrate directly in the sump of the well with the development of an uncontrolled explosive process, accompanied by a sharp increase in pressure and increase in temperature. The result of this process can be damage to both tubing strings, packer breakdown, cracking of the casing cement stone and violation of its tightness.
Кроме того, описанный известный способ обработки пласта помимо контроля температуры и давления предполагает отслеживание в режиме реального времени и состава продуктов реакций, что весьма затруднительно в условиях значительных флуктуаций концентрации при смешении подаваемых по отдельным каналам рабочих фракций реагентов.In addition, the described well-known formation treatment method, in addition to monitoring temperature and pressure, involves monitoring in real time and the composition of the reaction products, which is very difficult in conditions of significant concentration fluctuations when mixing the reactant fractions supplied through individual channels.
Как правило, для реализации термохимической обработки пласта используются заранее приготовленные растворы компонентов бинарных смесей, доставляемые на скважину. С момента приготовления раствора до его закачки в скважину проходит значительное время, за которое возможно разделение раствора с выпадением осадка, что снижает его эффективность. В этом случае требуется доведение раствора до нужной кондиции путем его дополнительного нагрева, перемешивания, удаления осадка и др., что влечет за собой дополнительные временные и материальные потери. Кроме того, для каждого месторождения и даже отдельной скважины требуется индивидуальный подбор состава агента и обработки, объемов фракций и концентрации, в зависимости от характеристик давления, температуры, приемистости пласта. Поэтому доставка предварительно подготовленных растворов в большем количестве, чем, возможно, потребуется для обработки, может приводить к непродуктивному расходованию исходных химических реагентов и необходимости последующей утилизации излишков растворов бинарных смесей.As a rule, for the implementation of the thermochemical treatment of the formation, pre-prepared solutions of the components of the binary mixtures delivered to the well are used. From the moment the solution is prepared until it is pumped into the well, a considerable amount of time passes, during which it is possible to separate the solution with precipitation, which reduces its effectiveness. In this case, it is necessary to bring the solution to the desired condition by additional heating, mixing, removing sediment, etc., which entails additional temporary and material losses. In addition, for each field and even a separate well, an individual selection of agent composition and treatment, volume of fractions and concentration, depending on the characteristics of pressure, temperature, and injectivity of the formation, is required. Therefore, the delivery of pre-prepared solutions in a larger quantity than may be required for processing may lead to unproductive consumption of the initial chemical reagents and the need for subsequent disposal of excess solutions of binary mixtures.
Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является создание способа термохимической обработки нефтяного пласта, позволяющего оптимизировать процесс за счет роста эффективности воздействия на нефтегазоносный пласт, а также повысить безопасность самого технологического процесса закачки бинарной смеси в пласт при одновременном снижении затрат на его реализацию.The task to which the claimed invention is directed is to create a method for thermochemical treatment of an oil reservoir, which allows to optimize the process by increasing the efficiency of the impact on the oil and gas bearing reservoir, as well as to increase the safety of the process itself of pumping a binary mixture into the reservoir while reducing the cost of its implementation.
Поставленная задача решается тем, что в способе термохимической обработки пласта, включающем закачку в нефтяной пласт требуемого объема бинарной смеси, содержащей аммиачную селитру и нитрит натрия, и контроль в процессе обработки пласта температуры и давления, перед закачкой бинарного состава определяют приемистость скважины, а также производят первичные замеры температуры и давления в интервале перфорации скважины, в зависимости от которых определяют объем и режимы подачи бинарной смеси, причем производят однотрубную закачку заранее определенного заданного объема бинарной смеси в двухстадийном режиме с расходом бинарной смеси на первой стадии не более 25% от объема, а саму бинарную смесь приготавливают непосредственно перед ее закачкой на кустовой площадке скважины, посредством установок для приготовления, смешивания, осреднения и подачи растворов, добавляя нитрит натрия в приготовленный раствор аммиачной селитры, при этом в процессе закачки бинарной смеси при росте давления закачки более чем в 1,5 раза от заданного уровня снижают расход бинарной смеси вплоть до полной остановки ее закачки, после чего осуществляют подачу воды, и далее при восстановлении давления закачки до заданного, продолжают закачку оставшегося объема бинарной смеси.The problem is solved in that in the method of thermochemical treatment of the formation, which includes injecting the required volume of a binary mixture into the oil formation containing ammonium nitrate and sodium nitrite, and monitoring the temperature and pressure during the processing of the formation, the injectivity of the well is determined before the binary composition is injected, and also primary measurements of temperature and pressure in the interval of well perforation, depending on which the volume and modes of supply of the binary mixture are determined, and single-tube injection is performed in advance e a certain predetermined volume of the binary mixture in a two-stage mode with the consumption of the binary mixture in the first stage no more than 25% of the volume, and the binary mixture is prepared immediately before its injection at the well pad, by means of units for preparing, mixing, averaging and feeding solutions, adding sodium nitrite into the prepared solution of ammonium nitrate, while in the process of injecting the binary mixture with an increase in the injection pressure by more than 1.5 times from the set level, the consumption of the binary mixture is reduced up to to stop its injection, after which water is supplied, and then, when the injection pressure is restored to the specified pressure, the remaining volume of the binary mixture is continued to be pumped.
Кроме того, бинарную смесь можно подавать совместно с инициатором реакции, в качестве которого используют раствор фомальдегида или глиоксаля, впрыскивая инициатор непосредственно в бинарную смесь перед ее закачкой в пласт. Также, непосредственно перед закачкой бинарной смеси и/или после закачки бинарной смеси производят закачку активатора реакции, в качестве которого используют раствор неорганической кислоты или формалин. После закачки каждого из реагентов производят закачку разделительной пачки воды. Закачку всех реагентов производят через одну и ту же насосно-компрессорную трубу.In addition, the binary mixture can be fed together with the initiator of the reaction, which is used as a solution of formaldehyde or glyoxal, injecting the initiator directly into the binary mixture before it is injected into the reservoir. Also, immediately before the injection of the binary mixture and / or after the injection of the binary mixture, the reaction activator is injected using an inorganic acid solution or formalin. After pumping each of the reagents, a separation pack of water is pumped. All reagents are pumped through the same tubing.
Проведение первичных замеров в перфорированном интервале скважины и определение приемистости скважины позволяет наиболее точно рассчитать оптимальный режим подачи, а также необходимый для закачки объем бинарной смеси, что позволяет повысить эффективность воздействия на нефтегазовый пласт.Conducting initial measurements in the perforated interval of the well and determining the injectivity of the well allows the most accurate calculation of the optimal flow rate, as well as the volume of the binary mixture necessary for injection, which improves the efficiency of the impact on the oil and gas formation.
Однотрубная закачка бинарной смеси (далее - БС) позволяет применить стандартную фонтанную арматуру, не изменяя специально скважинное и устьевое оборудование, что снижает себестоимость проводимых работ. Кроме того, экзотермическая реакция разложения БС происходит непосредственно в пласте, а не в стволе скважины, что позволяет передавать всю выделившуюся энергию напрямую пластовому флюиду и разогревать коллектор пласта, достигая снижения вязкости нефти и раскольматирования Single-tube injection of a binary mixture (hereinafter referred to as BS) allows the use of standard fountain fittings without specially changing the downhole and wellhead equipment, which reduces the cost of the work. In addition, the exothermal decomposition reaction of BS occurs directly in the reservoir, and not in the wellbore, which allows you to transfer all the released energy directly to the reservoir fluid and to heat the reservoir, achieving a decrease in oil viscosity and unmatched
призабойной зоны. Быстрое выделение большого количества тепла и газов создает в порах и трещинах давление, необходимое для расширения существующих трещин и возниковению дополнительной микротрещиноватости с интенсификацией дальнейшего проникания продуктов реакции и температуры в глубь пласта. Также при однотрубной закачке отсутствуют ограничения на объемы закачиваемой БС, нет строгих требований по чередованию закачиваемых порций аммиачной селитры с водой и имеется возможность регулирования индукционного периода запуска состава БС применением различного количества инициатора реакции. Увеличением скорости реакции разложения БС возможно достижение множественных мини-разрывов пласта в области реакции (при достижении уровней давления выше 65 МПа. При этом использование закачки продавочной жидкости (воды), следующей за закачкой БС, позволяет оттеснить зону реакции на периферию призабойной зоны, за счет чего возвратные давления, приходящие на скважину, не превышают 30%, что обеспечивает безопасность проводимых работ.bottomhole zone. The rapid release of large amounts of heat and gases in the pores and fractures creates the pressure necessary for the expansion of existing cracks and the occurrence of additional microcracks with an intensification of the further penetration of reaction products and temperature into the reservoir. Also, with single-tube injection, there are no restrictions on the volumes of the injected BS, there are no strict requirements for alternating the injected portions of ammonium nitrate with water, and it is possible to control the induction period of starting the composition of the BS using various amounts of reaction initiator. By increasing the rate of the decomposition reaction of the BS, it is possible to achieve multiple mini-fractures in the reaction area (when pressure levels are higher than 65 MPa. The use of injection of squeezing fluid (water) following the injection of BS allows the reaction zone to be pushed to the periphery of the bottom-hole zone, due to whereby the return pressure coming to the well does not exceed 30%, which ensures the safety of the work.
Приготовление раствора БС непосредственно на кустовой площадке перед началом закачки в скважину снижает риск выпадения осадка, расслоения готового раствора при его транспортировке на скважину, хранении при атмосферных условиях (влияние давления, температуры, влажности и пр.). На кустовой площадке перед закачкой готовится именно такой объем БС, который нужен, исходя из определенных непосредственно перед работой приемистости скважины, характеристик давления и температуры пласта и пр. Исключается риск непродуктивного расходования исходных химических реагентов и необходимости последующей утилизации излишков БС.Preparation of BS solution directly at the well pad before injection into the well reduces the risk of precipitation, delamination of the finished solution during transportation to the well, storage under atmospheric conditions (pressure, temperature, humidity, etc.). On the well pad before the injection, just such a volume of BS is prepared, which is needed based on the well injectivity determined immediately before the work, pressure and temperature characteristics of the formation, etc. The risk of unproductive consumption of the initial chemical reagents and the need for subsequent disposal of excess BS are eliminated.
Еще одним существенным преимуществом является снижение риска спонтанного возникновения реакции разложения БС при хранении или перевозке готового состава БС в металлических емкостях, например, при жаркой погоде и прямом воздействии солнечных лучей.Another significant advantage is the reduction in the risk of spontaneous BS decomposition reaction during storage or transportation of the finished BS composition in metal containers, for example, in hot weather and direct exposure to sunlight.
Приготовление непосредственно на скважине раствора аммиачной селитры и уже последующее растворение в нем нитрита натрия позволяет получить раствор бинарной смеси с заданными параметрами плотности, массовой концентрации и рН.The preparation of a solution of ammonium nitrate directly at the well and the subsequent dissolution of sodium nitrite in it allows one to obtain a binary mixture solution with the given parameters of density, mass concentration and pH.
Использование двухстадийного режима закачки БС с расходом на первой стадии не более 25% от заданного объема позволяет изначально воздействовать непосредственно на призабойную зону пласта и произвести ее очистку за счет создания необходимой температуры для расплавления асфальто-смолисто-парафиновых отложений (АСПО), препятствующих поступлению нефти из пласта в ствол скважины. Выделение большого количества горячего газа способствует раскольматированию коллектора. На второй стадии Using the two-stage BS injection mode with a flow rate of no more than 25% of the specified volume in the first stage allows you to directly affect the bottom-hole zone of the formation and clean it by creating the necessary temperature for the melting of asphalt-resinous-paraffin deposits (ARPD), which impede the flow of oil from formation in the wellbore. The release of a large amount of hot gas contributes to the unmatched reservoir. In the second stage
подачи основного объема БС происходит расширение зоны обработки до 5-10 метров в глубь пласта.supplying the main volume of BS is the expansion of the treatment zone up to 5-10 meters in depth.
Остановка процесса закачки бинарной смеси при росте давления закачки более чем в 1,5 раза от заданного рабочего давления и после этого осуществление подачи воды позволяет производить контроль над началом реакции разложения БС, которое может произойти как в стволе, так и непосредственно в призабойной зоне пласта, предотвращая ее преждевременный запуск.Stopping the binary mixture injection process with an increase in injection pressure more than 1.5 times from a given working pressure and after that water supply allows control over the onset of decomposition of BS, which can occur both in the wellbore and directly in the bottomhole formation zone, preventing it from starting prematurely.
Подача БС вместе с инициатором реакции, в качестве которого используют слабый раствор формальдегида или глиоксаля, позволяет избежать преждевременное развитие в стволе скважины или в пласте в непосредственной близости к скважине интенсивного процесса тепло- и газовыделения в результате взаимодействия компонентов бинарной смеси, обеспечивая индукционный период, достаточный для безопасной закачки исходных реагентов в нефтегазоносный пласт.The supply of BS together with the initiator of the reaction, which is used as a weak solution of formaldehyde or glyoxal, avoids premature development in the wellbore or in the formation in close proximity to the well of an intense process of heat and gas evolution as a result of the interaction of the binary mixture components, providing an induction period sufficient for safe injection of starting reagents into the oil and gas bearing formation.
Закачка после бинарной смеси активатора реакции, в качестве которого используют раствор неорганической кислоты (например, соляной, азотной, фосфорной и др.) или формалин, обеспечивает гарантированный запуск реакции в пласте. Также активатор можно закачивать и перед закачкой бинарной смеси. Он пропитывает поровое пространство и создает благоприятные условия для запуска реакции в пласте. Его концентрация и объем рассчитывается исходя из того, чтобы не вызвать преждевременный запуск реакции во время закачки.The injection after the binary mixture of the reaction activator, which is used as a solution of inorganic acid (for example, hydrochloric, nitric, phosphoric, etc.) or formalin, ensures a guaranteed start of the reaction in the reservoir. Also, the activator can be downloaded before downloading the binary mixture. It impregnates the pore space and creates favorable conditions for starting the reaction in the reservoir. Its concentration and volume is calculated on the basis that it does not cause a premature start of the reaction during injection.
Закачку разделительной пачки воды после закачки каждого из реагентов производят для промывки подводящих трубопроводов, фонтанной арматуры и насосно-компрессорной трубы, чтобы не спровоцировать преждевременного инициирования реакции при закачке БС.After the injection of each of the reagents, the separation pack of water is injected to flush the supply pipelines, fountain fittings and tubing so as not to provoke premature initiation of the reaction during BS injection.
Предлагаемый способ термохимической обработки нефтяного пласта реализуется следующим образом.The proposed method for thermochemical treatment of an oil reservoir is implemented as follows.
Производят монтаж оборудования ТГХВ БС на выбранной кустовой площадке месторождения. Оборудование оснащается устройствами для контроля температуры и давления, в том числе глубинным высокотемпературным датчиком.The installation of equipment ТГХВ БС is performed at the selected cluster site of the field. The equipment is equipped with devices for monitoring temperature and pressure, including an in-depth high-temperature sensor.
Перед закачкой бинарного состава определяют приемистость пласта, а также производят первичные замеры температуры и давления в интервале перфорации скважины, в зависимости от которых определяют режимы и требуемый объем закачки бинарной смеси, а также порядок подачи реагентов.Before injection of the binary composition, the injectivity of the formation is determined, and primary measurements of temperature and pressure in the interval of perforation of the well are performed, depending on which the modes and the required volume of injection of the binary mixture are determined, as well as the order of supply of reagents.
В соответствии с рассчитанным объемом бинарной смеси непосредственно на кустовой площадке приготавливают раствор БС с помощью специальных передвижных установок для приготовления растворов БС. Изначально производят приготовление раствора аммиачной селитры, добавляя в пресную воду гранулированную аммиачную селитру. Вода подогревается до температуры 55…60°С. Организуется циркуляция воды через смесительную установку, в процессе чего в воду добавляется гранулированная аммиачная селитра, которая интенсивно перемешивается с водой двухфазным насосом-смесителем. Процесс продолжается до достижения раствором заданных параметров плотности, массовой концентрации и рН. Данные параметры контролируются дистанционно с помощью установленных датчиков. При значительном охлаждении раствора (до -5°С) он дополнительно подогревается до температуры +20…+30°С. Далее в циркулирующий раствор аммиачной селитры добавляется порошкообразный нитрит натрия и интенсивно перемешивается двухфазным насосом-смесителем. Процесс продолжается до достижения раствором солей заданных параметров плотности, массовой концентрации и рН. Готовый раствор заданного объема перекачивается в отдельную емкость.In accordance with the calculated volume of the binary mixture, a BS solution is prepared directly on the cluster pad using special mobile units for preparing BS solutions. Initially, a solution of ammonium nitrate is prepared by adding granular ammonium nitrate to fresh water. Water is heated to a temperature of 55 ... 60 ° C. Water is circulated through the mixing plant, during which granular ammonium nitrate is added to the water, which is intensively mixed with water by a two-phase mixing pump. The process continues until the solution reaches the specified parameters of density, mass concentration and pH. These parameters are controlled remotely using installed sensors. With significant cooling of the solution (to -5 ° C), it is additionally heated to a temperature of + 20 ... + 30 ° C. Next, powdered sodium nitrite is added to the circulating solution of ammonium nitrate and intensively mixed with a biphasic mixing pump. The process continues until the salt solution reaches the specified parameters of density, mass concentration and pH. The finished solution of a given volume is pumped into a separate container.
Далее производят двухстадийную закачку раствора бинарной смеси. На первой стадии закачивают часть приготовленного раствора бинарной смеси (до 25%), общее необходимое количество которого определяется в зависимости от ранее определенных характеристик пласта. Необходимость осуществления первой стадии обработки скважины обусловлена следующим.Next, produce a two-stage injection of a solution of the binary mixture. At the first stage, part of the prepared solution of the binary mixture is pumped (up to 25%), the total required amount of which is determined depending on previously determined characteristics of the formation. The need for the first stage of well treatment is due to the following.
Значительное большинство скважин, особенно старый фонд, эксплуатируемый на протяжении 25…35 лет, имеет повышенный скин-фактор, значения которого могут достигать 3…5. Чаще всего это происходит из-за большого количества АСПО и кольматирующих отложений в призабойном пласте. Большое количество отложений в призабойном пласте с одной стороны, препятствует поступлению нефти из пласта в ствол скважины, а с другой стороны, снижает приемистость скважины до значений менее 100 м3/сутки при 100 кгс/см2. Плохая приемистость препятствует закачке в призабойную и удаленную зоны пласта различных жидкостей, хим. реагентов и пр.The vast majority of wells, especially the old foundation, operated for 25 ... 35 years, has an increased skin factor, the values of which can reach 3 ... 5. Most often this is due to the large number of paraffin deposits and sedimentary deposits in the bottom hole. A large number of deposits in the bottom-hole formation, on the one hand, prevents the flow of oil from the formation into the wellbore, and on the other hand, reduces the injectivity of the well to values less than 100 m 3 / day at 100 kgf / cm 2 . Poor throttle response prevents the injection of various fluids into the bottomhole and remote zones of the formation, chem. reagents, etc.
Закачка небольшого количества бинарной смеси на первой стадии позволяет создать необходимую температуру для расплавления АСПО. Выделение большого количества газа способствует «прочистке» пор коллектора от кольматирующих отложений и пр. В результате значение скин-фактора понижается до значений -1…-3, приемистость возрастает до 150…400 м3/сутки при 100 кгс/см2.The injection of a small amount of binary mixture in the first stage allows you to create the necessary temperature for the melting of the paraffin. The release of a large amount of gas helps to "clean" the pores of the collector from clogging deposits, etc. As a result, the value of the skin factor decreases to -1 ... -3, the injectivity increases to 150 ... 400 m 3 / day at 100 kgf / cm 2 .
После подачи части БС на первой стадии производят закачку активатора и объема продавочной жидкости (воды).After supplying a portion of the BS in the first stage, the activator and the volume of the squeezing liquid (water) are pumped.
Если после выдержки скважины на реагирование БС на первом этапе происходит фонтанирование скважины и вынос остатков АСПО вверх по колонне НКТ, то выделяющиеся порции флюидов собирают в специальную емкость для утилизации и/или транспортируются на переработку. Если после выдержки скважины на реагирование БС на первой стадии не происходит фонтанирование или самоизлив, то проводят дополнительные мероприятия по извлечению остатков АСПО.If after exposure of the well to BS response at the first stage, the well is gushing out and the sediment deposits are taken up the tubing string, then the released fluid portions are collected in a special container for disposal and / or transported for processing. If after exposure of the well to the response of the BS in the first stage there is no gushing or self-discharge, then additional measures are taken to extract the residues of paraffin deposits.
На первой стадии объем бинарной смеси гораздо меньше, чем на второй стадии, поскольку производится воздействие на саму призабойную зону пласта (до 0,5-1,0 м), на второй стадии необходимо воздействовать уже на более удаленные от скважины зоны -5…6 м (до 10 м) от ствола скважины.At the first stage, the volume of the binary mixture is much smaller than at the second stage, since the bottom hole zone of the formation is affected (up to 0.5-1.0 m), at the second stage it is necessary to influence zones -5 ... 6 already farther from the well m (up to 10 m) from the wellbore.
На второй стадии производят закачку оставшегося объема БС. Причем в процессе закачки при росте давления закачки более чем в 1,5 раза от заданного рабочего давления снижают расход БС вплоть до останова ее закачки, после чего осуществляют подачу пресной воды и далее, при восстановлении давления закачки до рабочего, продолжают закачку оставшегося объема БС. После закачки БС производят закачку активатора реакции (например: водный раствор соляной кислоты) и пресную воду.In the second stage, the remaining BS volume is injected. Moreover, during the injection process, with an increase in the injection pressure more than 1.5 times from the set operating pressure, the BS consumption is reduced until its injection is stopped, then fresh water is supplied, and then, when the injection pressure is restored to the working pressure, the remaining BS volume is continued to be pumped. After BS injection, the reaction activator is injected (for example: an aqueous solution of hydrochloric acid) and fresh water.
Также возможен вариант, при котором двухстадийная закачка БС производится без регламентации перерыва на устранение из ствола продуктов кольматации и АСПО. В данном случае проводят закачку малой первой порции раствора БС, отделяют ее прокладкой слабого водного раствора активатора (например, формалина (0,5-1,0 м3)), водяной прокладкой, а затем подают основную порцию расчетного объема БС.It is also possible that a two-stage BS injection is carried out without regulating a break to eliminate the products of mudding and paraffin paraffin from the barrel. In this case, a small first portion of the BS solution is injected, separated by laying a weak aqueous activator solution (for example, formalin (0.5-1.0 m 3 )), a water pad, and then the main portion of the estimated volume of BS is fed.
После закачки БС производят закачку небольшого расчетного объема продавочной жидкости с последующей подачей активатора реакции. Завершают процесс закачкой пресной воды.After BS injection, a small estimated volume of squeezing liquid is injected, followed by a reaction activator. The process is completed by fresh water injection.
Впоследствии, после вывода скважины на режим добычи и ее работы около месяца, допускается также проведение еще одной обработки скважины БС меньшим объемом (примерно 50% от количества второй стадии первой обработки скважины), при этом предварительно проводят мероприятия по устранению из скважины механических примесей, вынесенных в результате работы скважины в режиме.Subsequently, after putting the well into production mode and its operation for about a month, it is also possible to carry out another BS well treatment with a smaller volume (approximately 50% of the amount of the second stage of the first well treatment), while preliminary measures are taken to eliminate mechanical impurities from the well as a result of well operation in the mode.
Закачка всех реагентов производится через одну и ту же насосно-компрессорную трубу. Таким образом, экзотермическая реакция разложения БС происходит непосредственно в пласте, что позволяет передавать всю выделившуюся энергию All reagents are pumped through the same tubing. Thus, the exothermal decomposition reaction of BS occurs directly in the reservoir, which allows you to transfer all the released energy
напрямую пластовому флюиду и разогревать коллектор пласта. Быстрое выделение большого количества тепла и газов создает в порах и трещинах давление, необходимое для расширения существующих трещин и дополнительного разрыва пласта, с развитием дальнейшего проникания продуктов реакции и температуры в пласт.directly to the reservoir fluid and to heat the reservoir reservoir. The rapid release of large amounts of heat and gases in the pores and cracks creates the pressure necessary to expand existing cracks and additional fracture, with the development of further penetration of reaction products and temperature into the reservoir.
При использовании приготовленной на поверхности БС, имеющей, благодаря добавлению к ней инициатора реакции, индукционный период 2…3 часа, отсутствует риск возникновения экзотермической реакции в зумпфе скважины, т.е. предлагаемый способ позволяет закачать в пласт желаемый объем БС и изолировать его от скважинной колонны с помощью водяной прокладки. Исключается риск возникновения аварии и порчи глубинного оборудования заказчика.When using a BS prepared on the surface, which has, due to the addition of a reaction initiator, an induction period of 2 ... 3 hours, there is no risk of an exothermic reaction in the well sump, i.e. the proposed method allows you to upload the desired volume of BS into the reservoir and isolate it from the well string using a water pad. The risk of an accident and damage to the customer’s in-depth equipment is eliminated.
Безопасность процесса закачки обеспечивается постоянным контролем реакции с помощью дистанционного глубинного забойного датчика температуры и давления и последовательной закачкой стабильной БС с инициатором реакции. Регулирование процесса закачки БС производят путем измерения расхода закачиваемой БС с одновременным контролем давления в линии нагнетания и температуры в зоне перфорации.The safety of the injection process is ensured by constant monitoring of the reaction with the help of a remote deep downhole temperature and pressure sensor and sequential injection of a stable BS with a reaction initiator. The BS injection process is regulated by measuring the flow rate of the injected BS with simultaneous control of pressure in the discharge line and temperature in the perforation zone.
Изменение наклона регистрируемых кривых устьевых и затрубных давлений отвечают либо изменению режима закачки подаваемой фракции (по давлению закачки и расходу), либо переходу к закачке последующей порции БС.A change in the slope of the recorded wellhead and annular pressure curves corresponds either to a change in the injection mode of the supplied fraction (in terms of injection pressure and flow rate), or to the transition to the injection of a subsequent portion of BS.
На рис. 1 и 2 представлены эпюры регистрируемых давлений при закачке БС в пласт, иллюстрирующие развитие процесса закачки, соответственно, в случае штатной и в случае нештатной ситуации.In fig. Figures 1 and 2 are plots of the recorded pressures during the injection of BS into the reservoir, illustrating the development of the injection process, respectively, in the case of regular and in case of emergency.
В штатной ситуации (рис. 1) давление закачки отвечает рабочему, соответствующему параметрам насоса и темпу закачки. При штатном развитии процесса происходит полное вытеснение зоны реакции в область, удаленную от скважины. Процесс разложения БС в пласте характеризуется постепенным многочасовым повышением давления и температуры в зоне экзотермической реакции с выделением большого количества газов. При этом давления, достигающие забоя скважины, не превышают 30% максимальных значений в зоне реакции за счет конвекции горячих газов в пористом коллекторе, что не нарушает целостности обсадной колонны и глубинного оборудования. Показания датчиков давления на затрубе, при штатном развитии процесса обработки, должны быть близкими к стационарным значениям, соответствующим предварительным испытаниям скважины на приемистость.In a normal situation (Fig. 1), the injection pressure corresponds to the working one, corresponding to the pump parameters and the injection rate. With the regular development of the process, the reaction zone is completely displaced into the area remote from the well. The process of BS decomposition in the formation is characterized by a gradual many-hour increase in pressure and temperature in the exothermic reaction zone with the release of a large amount of gases. At the same time, the pressures reaching the bottom of the well do not exceed 30% of the maximum values in the reaction zone due to convection of hot gases in the porous reservoir, which does not violate the integrity of the casing and downhole equipment. The readings of the pressure sensors on the annulus, with the regular development of the processing process, should be close to stationary values corresponding to the preliminary tests of the well for injectivity.
При развитии нештатной ситуации (рис. 2), то есть в режиме закачки БС при росте заданного давления закачки более чем в 1,5 раза от рабочего давления при снижении With the development of an emergency (Fig. 2), that is, in the BS injection mode with an increase in the given injection pressure by more than 1.5 times the operating pressure with a decrease
расхода бинарной смеси, процесс закачки БС останавливают и включают насос на подачу продавочной инертной жидкости (воды) в объеме не менее двух объемов труб, по которым движется раствор: подающих труб, труб НКТ и части ствола скважины, что позволит промыть ствол скважины и протолкнуть БС в глубь пласта. Закачку воды производят до падения давления в линии нагнетания до рабочего уровня. Дальнейшее активирование реакции осуществляется закачкой в пласт активатора - раствора неорганической кислоты или формалина, за которым опять закачивают воду. По мере продвижения последовательно закачанных объемов БС, воды, активатора реакции, неустойчивость гидродинамических фронтов внутри пласта приведет к контактированию кислоты и БС и развитию экзотермической реакции с выделением тепла в пласт.flow rate of the binary mixture, the BS injection process is stopped and the pump is turned on to supply the squeezing inert liquid (water) in the amount of at least two volumes of pipes along which the solution moves: feed pipes, tubing pipes and parts of the wellbore, which will allow the wellbore to be washed and the BS to be pushed through deep into the reservoir. Water is injected until the pressure in the discharge line drops to the operating level. Further activation of the reaction is carried out by injection into the reservoir of the activator - a solution of inorganic acid or formalin, after which water is again pumped. As the successively pumped volumes of BS, water, the reaction activator advance, instability of the hydrodynamic fronts inside the formation will lead to the contact of the acid and BS and the development of an exothermic reaction with the release of heat into the formation.
Плановый рост рабочего давления на забое скважины при закачке с постоянным расходом q можно оценивать, исходя из решений уравнения пьезопроводности на неустановившихся режимах при упругом режиме однофазной фильтрации в бесконечном пласте. Например, по точному решению Ван Эвердингена и Херста или его приближениям:The planned increase in the working pressure at the bottom of the well during injection with a constant flow rate q can be estimated based on the solutions of the piezoelectric conductivity equation in transient conditions with the elastic mode of single-phase filtration in an infinite reservoir. For example, according to the exact solution of Van Everdingen and Hurst or his approximations:
Ро - установившееся забойное давление в остановленной скважине (пластовое давление), Рс - текущее забойное давление, q - расход жидкости при закачке, k - проницаемость пласта, h - толщина пласта, rс радиус скажины, 
Быстрое превышение текущего забойного давления уровня заданного давления более чем на 50%, сопровождающееся снижением заданного расхода закачиваемого раствора, указывает на начало реакции в пласте.A quick excess of the current bottomhole pressure of the target pressure level by more than 50%, accompanied by a decrease in the target flow rate of the injected solution, indicates the beginning of the reaction in the reservoir.
Достижение предельного уровня в 17…18 МПа может свидетельствовать о преждевременном запуске реакции разложения БС, которое может произойти как в стволе, так и непосредственно в призабойной зоне. Подобное развитие процесса может быть следствием нарушения последовательности подготовительных работ в скважине и на поверхности. Проверка срабатывания предохранительного клапана давления до подачи реагентов является обязательным этапом. При этом, предельное допустимое давление, не превышающее 1,5 раза от рабочего давления, составляет 50% давления срабатывания клапана, что гарантирует безопасность работ. На рис. 2 пунктиром также показан гипотетический вариант резкого скачка давления до уровня срабатывания клапана.Reaching the limit level of 17 ... 18 MPa may indicate a premature start of the decomposition reaction of BS, which can occur both in the trunk and directly in the bottomhole zone. Such a development of the process may be the result of a violation of the sequence of preparatory work in the well and on the surface. Checking the operation of the pressure relief valve before reagent supply is a mandatory step. At the same time, the maximum allowable pressure, not exceeding 1.5 times of the working pressure, is 50% of the valve operating pressure, which guarantees the safety of work. In fig. 2, the dotted line also shows a hypothetical version of a sharp pressure jump to the valve response level.
Примеры реализации способа:Examples of the method:
Пример 1.Example 1
Скважина, пробуренная на карбонатный коллектор, глубиной 953 метра была остановлена со следующими параметрами: дебит жидкости 0 м3/сут, дебит нефти 0 т/сут, обводненность 0%.A well drilled into a carbonate reservoir with a depth of 953 meters was stopped with the following parameters: fluid flow rate 0 m 3 / day, oil flow rate 0 t / day, water cut 0%.
После проведения подготовительных работ на скважине проверили приемистость скважины, измерили первичные параметры давления и температуры пласта. По результатам измерений было принято решение произвести двухстадийную закачку БС без удаления АСПО по следующей схеме:After carrying out preparatory work at the well, the injectivity of the well was checked, and the primary parameters of the pressure and temperature of the formation were measured. Based on the measurement results, it was decided to make a two-stage BS injection without removing the AFS according to the following scheme:
Посредством установок для приготовления, смешивания, осреднения и подачи растворов аммиачной селитры и нитрита натрия приготовили 20 м3 бинарной смеси из сухих компонентов с концентрацией 70% минеральных солей. Осуществили осреднение, гомогенизацию и стабилизацию раствора. Приготовили к использованию воду заданного объема и растворы инициатора -10% раствора глиоксаля и активатора реакции-12% водного раствора соляной кислоты.Using installations for the preparation, mixing, averaging and feeding of solutions of ammonium nitrate and sodium nitrite, 20 m 3 of a binary mixture of dry components with a concentration of 70% of mineral salts was prepared. Averaging, homogenization, and stabilization of the solution were carried out. Prepared for use water of a given volume and solutions of the initiator -10% glyoxal solution and the activator of the reaction-12% aqueous hydrochloric acid solution.
Закачали в пласт раствор активатора реакции в количестве 1 м3 с расходом 0,27 м3/мин. После активатора закачали разделительную пачку воды. Далее произвели закачку БС объемом 4 м3 при расходе 0,54 м3/мин и давлении в линии нагнетания 9,7…10 МПа, в которую впрыскивали инициатор, после чего закачали разделительную пачку воды в объеме колонны НКТ. Оставшийся объем (16 м3) БС закачали в пласт при расходе 0,54 м3/мин и давлении в линии нагнетания 10…10,5 МПа. В завершении процесса подали в скважину активатор в объеме 7 м3 с расходом 0,52 м3/мин при давлении 9,6…10 МПа и окончательную порцию технической воды 5 м3 с теми же параметрами.A solution of the reaction activator was pumped into the formation in an amount of 1 m 3 with a flow rate of 0.27 m 3 / min. After the activator, a separation pack of water was pumped. Then BS was injected with a volume of 4 m 3 at a flow rate of 0.54 m 3 / min and a pressure in the discharge line of 9.7 ... 10 MPa, into which the initiator was injected, after which a separation pack of water was pumped into the volume of the tubing string. The remaining volume (16 m 3 ) of BS was pumped into the reservoir at a flow rate of 0.54 m 3 / min and a pressure in the injection line of 10 ... 10.5 MPa. At the end of the process, an activator was fed into the well in a volume of 7 m 3 with a flow rate of 0.52 m 3 / min at a pressure of 9.6 ... 10 MPa and a final portion of technical water 5 m 3 with the same parameters.
После освоения и вывода скважины на режим были определены следующие ее запускные параметры: дебит жидкости 4,11 м3/сут, дебит нефти 3,14 т/сут, обводненность 8%.After the well was developed and put into operation, the following launch parameters were determined: fluid flow rate of 4.11 m 3 / day, oil flow rate of 3.14 t / day, water cut of 8%.
Пример 2.Example 2
Скважина, пробуренная на терригенный коллектор с температурой 57°С глубиной 1150 метров, находилась в эксплуатации более 10 лет. Параметры работы скважины: дебит жидкости 2,5 м3/сут, дебит нефти 1,93 т/сут, обводненность 15%.The well drilled on a terrigenous reservoir with a temperature of 57 ° C and a depth of 1,150 meters has been in operation for more than 10 years. Well operation parameters: fluid flow rate 2.5 m 3 / day, oil flow rate 1.93 t / day, water cut 15%.
На скважине применили двухстадийный режим закачки БС без удаления АСПО с предварительным понижением температуры в скважине по следующей схеме:A two-stage BS injection mode was applied at the well without removing the ARPD with preliminary lowering of the temperature in the well according to the following scheme:
Определили приемистость скважины. Приготовили 20 м3 бинарной смеси из сухих компонентов, концентрацией 70%. Осуществили осреднение, гомогенизацию и Determined the injectivity of the well. Prepared 20 m 3 binary mixture of dry components, a concentration of 70%. Averaged, homogenized, and
стабилизацию раствора. Приготовили раствор инициатора реакции в виде 10% водного раствора формальдегида, 1 м3 активатора в виде 12% водного раствора соляной кислоты.stabilization of the solution. A reaction initiator solution was prepared in the form of a 10% aqueous formaldehyde solution, 1 m 3 of activator in the form of a 12% aqueous hydrochloric acid solution.
Произвели закачку воды с целью понижения температуры в скважине из расчета 4 м3 на 1 м интервала перфорации.Water was injected in order to lower the temperature in the well at the rate of 4 m 3 per 1 m of the perforation interval.
Произвели закачку БС объемом 4 м3 при расходе 0,54 м3/мин и давлении в линии нагнетания 9,7 МПа совместно с инициатором реакции - формальдегидом. После этого произвели закачку разделительной пачки воды. Затем закачали оставшийся объем БС при расходе 0,52 м3/мин и давлении в линии нагнетания 10 МПа. В завершении процесса подали в скважину кислотный активатор объемом 1 м3 с расходом 0,52 м3/мин при давлении 9,6…10 МПа и окончательную порцию технической воды 5 м3 с теми же параметрами.BS was injected with a volume of 4 m 3 at a flow rate of 0.54 m 3 / min and a pressure in the discharge line of 9.7 MPa together with the reaction initiator, formaldehyde. After this, a separation pack of water was pumped. Then the remaining BS volume was pumped at a flow rate of 0.52 m 3 / min and a pressure in the discharge line of 10 MPa. At the end of the process, an acid activator with a volume of 1 m 3 with a flow rate of 0.52 m 3 / min at a pressure of 9.6 ... 10 MPa and a final portion of industrial water 5 m 3 with the same parameters were fed into the well.
После освоения и вывода скважины на режим были определены следующие ее запускные параметры: дебит жидкости 9,0 м3/сут, дебит нефти 7,8 т/сут, обводненность 8%.After the well was developed and put into operation, the following launch parameters were determined: fluid flow rate of 9.0 m 3 / day, oil flow rate of 7.8 t / day, water cut of 8%.
Claims (5)
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018121647A RU2696714C1 (en) | 2018-06-14 | 2018-06-14 | Method for thermo-chemical treatment of oil reservoir |
| CN201980039338.9A CN112272731A (en) | 2018-06-14 | 2019-06-07 | Method for thermochemical treatment of oil reservoirs |
| PCT/RU2019/000410 WO2019240627A1 (en) | 2018-06-14 | 2019-06-07 | Method of thermochemically treating an oil reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018121647A RU2696714C1 (en) | 2018-06-14 | 2018-06-14 | Method for thermo-chemical treatment of oil reservoir |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2696714C1 true RU2696714C1 (en) | 2019-08-05 |
Family
ID=67587058
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018121647A RU2696714C1 (en) | 2018-06-14 | 2018-06-14 | Method for thermo-chemical treatment of oil reservoir |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112272731A (en) |
| RU (1) | RU2696714C1 (en) |
| WO (1) | WO2019240627A1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2742090C1 (en) * | 2020-08-20 | 2021-02-02 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of pumping binary mixtures into formation |
| RU2766283C1 (en) * | 2021-08-23 | 2022-03-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Oil formation treatment method |
| RU2776539C1 (en) * | 2022-01-12 | 2022-07-22 | Игорь Александрович Никишин | Method for thermochemical treatment of oil reservoir with hard to recover reserves |
| US11454098B2 (en) | 2020-05-20 | 2022-09-27 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for wellbore formation using thermochemicals |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11441396B1 (en) | 2021-11-05 | 2022-09-13 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Sand consolidation for subterranean sand formations |
| CZ309626B6 (en) * | 2022-03-24 | 2023-05-24 | WTI Green s.r.o | A method and a device for exhausting oil wells |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20140090839A1 (en) * | 2012-05-29 | 2014-04-03 | Saudi Arabian Oil Company | Enhanced oil recovery by in-situ steam generation |
| RU2525386C2 (en) * | 2012-11-26 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Thermal gas chemical composition and its application for well bottom and remote zones of productive stratum |
| RU2546694C1 (en) * | 2014-01-29 | 2015-04-10 | Евгений Николаевич Александров | Method to stimulate oil production process |
| RU2615543C2 (en) * | 2014-12-19 | 2017-04-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Energy-gas-forming composition and processing technology of bottom-hole zone of productive stratum |
| RU2637259C2 (en) * | 2015-12-28 | 2017-12-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Thermo-gas-chemical binary composition and method for treatment of bottom-hole and remote zones of oil and gas bearing formation |
Family Cites Families (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3902422A (en) * | 1973-07-26 | 1975-09-02 | Du Pont | Explosive fracturing of deep rock |
| IN146802B (en) * | 1977-01-21 | 1979-09-15 | Hercules Inc | |
| US4178993A (en) * | 1977-06-20 | 1979-12-18 | Shell Oil Company | Method of starting gas production by injecting nitrogen-generating liquid |
| US4330037A (en) * | 1980-12-12 | 1982-05-18 | Shell Oil Company | Well treating process for chemically heating and modifying a subterranean reservoir |
| RU2068086C1 (en) * | 1994-11-15 | 1996-10-20 | Товарищество с ограниченной ответственностью фирма "Интойл" | Method for treatment of bottom-hole formation zone |
| BR9705076A (en) * | 1997-10-17 | 2000-05-09 | Petroleo Brasileiro Sa | Process for the thermo-hydraulic control of gas hydrate |
| CN1273997A (en) * | 1999-05-17 | 2000-11-22 | 王素君 | Method for removing deposited dirt from oil well with chemical agent |
| RU2192543C1 (en) * | 2001-09-06 | 2002-11-10 | Александров Евгений Николаевич | Combustible-oxidizing composition for thermochemical treatment of bottom-hole formation zone |
| RU2224103C1 (en) * | 2002-05-28 | 2004-02-20 | Институт биохимической физики РАН | Device and method for thermochemical treatment of a productive layer |
| US20040084186A1 (en) * | 2002-10-31 | 2004-05-06 | Allison David B. | Well treatment apparatus and method |
| RU2386811C1 (en) * | 2008-08-27 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") | Adaptive method of definition of residual (free) gas content at group gage units |
| RU2401941C1 (en) * | 2009-06-05 | 2010-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ОАО "Татнефть") | Procedure for thermo-chemical treatment of oil formation |
| RU2399755C1 (en) * | 2009-07-20 | 2010-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of oil deposit by using thermal action on formation |
| CN101839123B (en) * | 2010-03-26 | 2013-07-10 | 李向东 | Exploitation method for wax precipitation oil reservoir |
| CN102936492B (en) * | 2012-11-22 | 2014-07-30 | 吉林冠通能源科技有限公司 | Thermochemical yield increase solution composition applicable to low-permeability condensate well |
| CN102942912B (en) * | 2012-11-22 | 2014-06-04 | 吉林冠通能源科技有限公司 | Hydrogenation heat gas chemical yield increasing solution component for low-permeability sandstone reservoir oil well |
| CA2834374A1 (en) * | 2012-11-26 | 2014-05-26 | Riverbend S.A. | Thermo-gas-generating systems and methods for oil and gas well stimulation |
| US20150337638A1 (en) * | 2014-05-23 | 2015-11-26 | Sanjel Canada Ltd. | Hydrocarbon stimulation by energetic chemistry |
| US9951265B2 (en) * | 2014-06-17 | 2018-04-24 | Chevron U.S.A. Inc. | System and methods to deliver energy downhole |
| RU2587203C1 (en) * | 2015-04-07 | 2016-06-20 | ООО "Уфимский Научно-Технический Центр" | Method for thermochemical treatment of bottomhole formation zone |
| RU2610958C1 (en) * | 2016-03-24 | 2017-02-17 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Method of development of oil deposit |
| US20170349806A1 (en) * | 2016-06-07 | 2017-12-07 | Joshua Mathias | Binary mixture systems |
-
2018
- 2018-06-14 RU RU2018121647A patent/RU2696714C1/en active
-
2019
- 2019-06-07 WO PCT/RU2019/000410 patent/WO2019240627A1/en active Application Filing
- 2019-06-07 CN CN201980039338.9A patent/CN112272731A/en active Pending
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20140090839A1 (en) * | 2012-05-29 | 2014-04-03 | Saudi Arabian Oil Company | Enhanced oil recovery by in-situ steam generation |
| RU2525386C2 (en) * | 2012-11-26 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Thermal gas chemical composition and its application for well bottom and remote zones of productive stratum |
| RU2546694C1 (en) * | 2014-01-29 | 2015-04-10 | Евгений Николаевич Александров | Method to stimulate oil production process |
| RU2615543C2 (en) * | 2014-12-19 | 2017-04-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Energy-gas-forming composition and processing technology of bottom-hole zone of productive stratum |
| RU2637259C2 (en) * | 2015-12-28 | 2017-12-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Thermo-gas-chemical binary composition and method for treatment of bottom-hole and remote zones of oil and gas bearing formation |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11454098B2 (en) | 2020-05-20 | 2022-09-27 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for wellbore formation using thermochemicals |
| RU2742090C1 (en) * | 2020-08-20 | 2021-02-02 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of pumping binary mixtures into formation |
| RU2766283C1 (en) * | 2021-08-23 | 2022-03-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Oil formation treatment method |
| RU2783030C1 (en) * | 2021-11-22 | 2022-11-08 | Акционерное общество "Сибнефтемаш" | Method for thermochemical treatment of an oil reservoir |
| RU2776539C1 (en) * | 2022-01-12 | 2022-07-22 | Игорь Александрович Никишин | Method for thermochemical treatment of oil reservoir with hard to recover reserves |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2019240627A1 (en) | 2019-12-19 |
| CN112272731A (en) | 2021-01-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2696714C1 (en) | Method for thermo-chemical treatment of oil reservoir | |
| CN107313762B (en) | Shale hydraulic fracturing method | |
| US20170037716A1 (en) | A method for the recovery and exploration of hydrocarbons from a subterraneous reservoir by means of gases, a system and an apparatus for the execution of the method | |
| US20140144632A1 (en) | Thermo-gas-generating systems and methods for oil and gas well stimulation | |
| CA2892343C (en) | Hydrocarbon stimulation by energetic chemistry | |
| WO2016209623A1 (en) | Well testing | |
| WO2016037094A1 (en) | System and method for facilitating subterranean hydrocarbon extraction utilizing electrochemical reactions with metals | |
| CA3123762C (en) | Electrically controlled propellant materials for subterranean zonal isolation and diversion | |
| RU2399755C1 (en) | Development method of oil deposit by using thermal action on formation | |
| CZ307274B6 (en) | A method of extraction of hydrocarbons including very heavy ones using chemical reactions generating gases | |
| US10259988B2 (en) | Polymer hydration system and method | |
| Jones et al. | Stimulation, Tracers and Geochemistry at Utah FORGE | |
| RU2546694C1 (en) | Method to stimulate oil production process | |
| WO2016065478A1 (en) | Dynamic loading and thermal fracturing of hydrocarbon formations | |
| RU2776539C1 (en) | Method for thermochemical treatment of oil reservoir with hard to recover reserves | |
| RU2605852C1 (en) | Method for initiation and control of exothermal reaction of thermal gas-chemical action on formation in well | |
| RU2812996C1 (en) | Method for producing high-viscosity oil with in-well thermal activation of binary solution | |
| RU2778919C1 (en) | Method for the production of high-viscosity oil and thermal gas-chemical composition for its implementation | |
| RU2812985C1 (en) | Method for producing high-viscosity oil with in-well thermal activation of binary solution | |
| RU2812983C1 (en) | Method for producing high-viscosity oil with in-well thermal activation of binary solution | |
| RU2812385C1 (en) | Method for producing high-viscosity oil with in-well thermal activation of binary solution | |
| RU2565613C1 (en) | Method of oil pay development by horizontal and vertical wells using interbedding burning | |
| RU2813270C1 (en) | Method for treating bottomhole and remote zones of oil and gas bearing formation | |
| RU2235870C1 (en) | Method for increasing well productiveness | |
| RU110127U1 (en) | DEVICE FOR HEAT TREATMENT OF WELLS AND GAS HYDROGRAPHING |