RU2780194C1 - Method for intensifying oil production from a reservoir - Google Patents
Method for intensifying oil production from a reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2780194C1 RU2780194C1 RU2022106742A RU2022106742A RU2780194C1 RU 2780194 C1 RU2780194 C1 RU 2780194C1 RU 2022106742 A RU2022106742 A RU 2022106742A RU 2022106742 A RU2022106742 A RU 2022106742A RU 2780194 C1 RU2780194 C1 RU 2780194C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- sodium
- formation
- injection
- reaction
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 34
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 33
- KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N sodium Chemical compound [Na] KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 29
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims abstract description 29
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 24
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 24
- 230000001681 protective Effects 0.000 claims abstract description 21
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims abstract description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 6
- 125000004435 hydrogen atoms Chemical class [H]* 0.000 claims abstract description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000011260 aqueous acid Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 claims abstract 2
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 3
- 230000001965 increased Effects 0.000 abstract description 10
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 8
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 2
- 230000004936 stimulating Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 8
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 6
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 5
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N HCl Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 230000004059 degradation Effects 0.000 description 3
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 3
- 230000003111 delayed Effects 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 2
- WPWYHBSOACXYBB-UHFFFAOYSA-N Sodium permanganate Chemical compound [Na+].[O-][Mn](=O)(=O)=O WPWYHBSOACXYBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910001448 ferrous ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000011241 protective layer Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M sodium hydroxide Inorganic materials [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- -1 NaOH ions Chemical class 0.000 description 1
- JBUKJLNBQDQXLI-UHFFFAOYSA-N Sodium perborate Chemical compound [Na+].[Na+].O[B-]1(O)OO[B-](O)(O)OO1 JBUKJLNBQDQXLI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002775 capsule Substances 0.000 description 1
- 229910052729 chemical element Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000007598 dipping method Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Polymers 0.000 description 1
- 229910000041 hydrogen chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating Effects 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 150000004804 polysaccharides Polymers 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000011253 protective coating Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 229960001922 sodium perborate Drugs 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам повышения нефтеотдачи пластов за счет изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта в межскважинном пространстве при помощи стимулирующих компонентов и гидроразрыва пласта (ГРП).The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to methods for enhancing oil recovery by changing the porosity and permeability properties (FES) of the formation in the interwell space using stimulating components and hydraulic fracturing (HF).
Известен способ обработки подземного участка (патент RU № 2361897, МПК C09K 8/04, C09K 8/52, C08L 5/00, C09K 8/60, C09K 8/62, опубл. 20.07.2009 Бюл. № 20), включающий получение композиции вязкой жидкости на водной основе для обработки пласта, которая содержит воду, повышающий вязкость полимер и растворимую в воде композицию для сильно замедленного разрушения полимеров, содержащую источник пероксида водорода, источник ионов двухвалентного железа и хелатообразующий агент, где повышающий вязкость полимер представляет собой полисахарид, источник пероксида водорода выбирают из группы, состоящей из терагидрата пербората натрия и пероксида водорода, растворимая в воде композиция для сильно замедленного разрушения полимеров имеет молярное отношение хелатообразующего агента к источнику ионов двухвалетного железа в диапазоне от 3:1 до 6:1 и рН в диапазоне от приблизительно 3 до приблизительно 7, введение композиции вязкой жидкости для обработки пласта в подземный участок через ствол скважины, проникающий в подземный участок, причем композиция для сильно замедленного разрушения полимеров разрушает композицию вязкой жидкости для обработки пласта с образованием разбавленной жидкости, имеющей низкую вязкость.A known method of processing an underground area (patent RU No. 2361897, IPC C09K 8/04, C09K 8/52, C08L 5/00, C09K 8/60, C09K 8/62, publ. 20.07.2009 Bull. No. 20), including receiving an aqueous viscous fluid composition for treating a formation that contains water, a viscosity increasing polymer, and a water-soluble composition for highly delayed polymer degradation, containing a source of hydrogen peroxide, a source of ferrous ions, and a chelating agent, where the viscosity increasing polymer is a polysaccharide, the source hydrogen peroxide is selected from the group consisting of sodium perborate terahydrate and hydrogen peroxide, the water-soluble highly delayed polymer degradation composition has a molar ratio of chelating agent to ferrous ion source in the range of 3:1 to 6:1 and a pH in the range of about 3 to about 7, introducing a viscous treatment fluid composition into a subterranean section through a wellbore, penetrating into a subterranean section, wherein the highly delayed polymer degradation composition breaks down the viscous treatment fluid composition to form a dilute fluid having a low viscosity.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности закачки только в пласты с высокой проницаемостью (достаточной для закачки вязкого полимера) и невозможности расширить область воздействия на призабойную зону пласта, только до того места куда возможно продавить композиции, невозможность вывода парафинов и асфальтенов из призабоной зоны пласта из-за относительно низкой температуры (не выше температуры пласта) и сложность реализации из-за необходимости контроля соотношения компонентов, то есть значительно повышается вероятность неуспеха реализации способа из-за «человеческого фактора» (ошибки).The disadvantages of this method are a narrow scope due to the possibility of injection only into formations with high permeability (sufficient for injection of a viscous polymer) and the inability to expand the area of influence on the bottomhole formation zone, only to the place where it is possible to push the composition, the impossibility of removing paraffins and asphaltenes from bottomhole formation zone due to the relatively low temperature (not higher than the formation temperature) and the complexity of implementation due to the need to control the ratio of components, that is, the probability of failure of the method implementation due to the "human factor" (error) is significantly increased.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения (патент RU № 2278250, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.06.2006 Бюл. № 17), включающий бурение вертикальных скважин по заданной схеме в продуктивный пласт, закачку воды и добычу нефти, бурение на поздней стадии разработки месторождения боковых горизонтальных стволов между вертикальными добывающими скважинами, отличающийся тем, что после бурения по меньшей мере двух скважин с боковыми горизонтальными стволами, расположенными в параллельных плоскостях, в одну из них подают перекись водорода с концентрацией от 18 до 50% со стабилизатором, а в другую подают 5%-й перманганат натрия в объемах, равных объемам горизонтальных стволов скважин, затем с помощью воды продавливают перекись водорода и перманганат натрия в продуктивный пласт, создают противодавления на устьях скважин с боковыми горизонтальными стволами, осуществляют технологическую выдержку с вытеснением нефти за счет выделения продуктов реакции, после окончания которой осуществляют дополнительное вытеснение нефти по эксплуатационным скважинам с помощью воды, подаваемой с поверхности по нагнетательным скважинам с боковыми горизонтальными стволами.The closest in technical essence is the method of developing an oil field (patent RU No. 2278250, IPC E21V 43/22, publ. drilling at a late stage of field development of sidetracks between vertical production wells, characterized in that after drilling at least two wells with sidetracks located in parallel planes, hydrogen peroxide with a concentration of 18 to 50% co stabilizer, and 5% sodium permanganate is fed into the other in volumes equal to the volumes of horizontal wellbores, then hydrogen peroxide and sodium permanganate are forced into the productive formation with the help of water, counterpressure is created at the wellheads with horizontal sidetracks, technological holding is carried out with displacement oil due to the release of reaction products, after the ends of which carry out additional displacement of oil through production wells with the help of water supplied from the surface through injection wells with horizontal sidetracks.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за невозможности расширить область воздействия на призабойную зону пласта, только до того места куда возможно продавить композиции, невозможность вывода парафинов и асфальтенов из призабоной зоны пласта из-за относительно низкой температуры (не выше температуры пласта) и сложность реализации из-за необходимости контроля соотношения компонентов, то есть значительно повышается вероятность неуспеха реализации способа из-за «человеческого фактора» (ошибки).The disadvantages of this method are a narrow scope due to the inability to expand the area of influence on the bottomhole formation zone, only to the place where it is possible to push the compositions, the impossibility of removing paraffins and asphaltenes from the bottomhole formation zone due to the relatively low temperature (not higher than the formation temperature) and the complexity of implementation due to the need to control the ratio of components, that is, the probability of failure of the implementation of the method due to the "human factor" (error) is significantly increased.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа интенсификации добычи нефти из пласта, позволяющего расширить область применения за счет увеличения охвата при помощи ГРП воздействия на межскважинную зону пласта, обеспечение вывода из призабоной зоны пласта парафинов и асфальтенов за счет вытеснения водородом и прогрева межскважинной и призабойной зон до температуры как минимум до 40ºС для увеличения их текучести, уменьшения вязкости пластовых углеводородов, а также упростить применение за счет подготовки расклинивающего агента (проппанта с реагентами) в промышленных условиях, что значительно уменьшает влияние «человеческого фактора».The technical objective of the proposed invention is to create a method for intensifying oil production from a reservoir, which makes it possible to expand the scope by increasing the coverage with the help of hydraulic fracturing of the impact on the interwell zone of the reservoir, ensuring the removal of paraffins and asphaltenes from the bottomhole formation zone due to hydrogen displacement and heating of the interwell and bottomhole zones to temperatures up to at least 40ºС to increase their fluidity, reduce the viscosity of reservoir hydrocarbons, and also simplify the use by preparing the proppant (proppant with reagents) in industrial conditions, which significantly reduces the influence of the "human factor".
Техническая задача решается способом интенсификации добычи нефти из пласта, включающим строительство добывающих и нагнетательных скважин по заданной схеме в продуктивный пласт, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления и отбор продукции пласта из добывающих скважин, последовательную закачку через выбранную скважину для увеличения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) призабойной и межскважинной зон пласта натрийсодержащих элементов и агента реакции с натрийсодержащими элементами с продавкой в пласт с выделением продуктов химической реакции.The technical problem is solved by a method for intensifying oil production from a reservoir, including the construction of production and injection wells according to a given scheme into a productive reservoir, injection of a displacing agent into injection wells to maintain reservoir pressure and selection of formation products from production wells, sequential injection through a selected well to increase filtration capacitance properties (FPP) of the bottom-hole and interwell zones of the formation of sodium-containing elements and the agent of the reaction with sodium-containing elements with displacement into the formation with the release of chemical reaction products.
Новым является то, что перед закачкой производят гидроразрыв пласта с получением трещин, в которые закачивают натрийсодержащие элементы, состоящие из проппанта и 10 – 35 % металлического натрия, заключённого в кислоторастворимую защитную оболочку, при этом защитная оболочка имеет разную (дифференцированную) толщину для увеличения времени реакции, в качестве агента реакции применяют водный раствор кислоты в объемах и концентрации достаточной для растворения защитной оболочки, продуктами реакции является водород, выделяющийся с выделением теплоты при реакции металлического натрия с водой, находящейся в пласте.What is new is that before injection, hydraulic fracturing is performed to obtain fractures, into which sodium-containing elements are pumped, consisting of proppant and 10–35% metallic sodium enclosed in an acid-soluble protective shell, while the protective shell has a different (differentiated) thickness to increase the time reaction, an aqueous solution of acid is used as a reaction agent in volumes and concentrations sufficient to dissolve the protective shell, the reaction products are hydrogen, which is released with heat release during the reaction of metallic sodium with water in the reservoir.
Новым является также то, что в близлежащих скважинах, гидродинамически связанных с обрабатываемой скважиной снижают уровень жидкости ниже пластового давления для отбора продукций реакции с парафинами и/или асфальтенами.It is also new that in nearby wells, hydrodynamically connected with the well being treated, the liquid level is lowered below the reservoir pressure in order to select reaction products with paraffins and/or asphaltenes.
Способ интенсификации добычи нефти из пласта включает строительство добывающих и нагнетательных скважин по заданной схеме (сетке скважин) в продуктивный пласт, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления и отбор продукции пласта из добывающих скважин. Сетку скважин (схему расположения скважин), методы закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбора продукции из добывающих скважин определяют специалисты-технологи, исходя из свойств пласта, которые определяют благодаря геофизическим исследованиям и анализом работы скважин. Авторы на это не претендуют. В ходе эксплуатации пласта часто изменяются (снижаются) ФЕС призабойной и межскважинной зон пласта за счет увеличения вязкости продукции (отбираются в основном легкие фракции), обводненности продукции (так как в качестве вытесняющего агента используют воду или водные растворы химических реагентов), коллектор пласта «забивается парафинами и/или асфальтенами и т.д.The method for intensifying oil production from a reservoir includes building production and injection wells according to a given pattern (well grid) into a productive formation, pumping a displacing agent into injection wells to maintain reservoir pressure, and withdrawing formation production from production wells. The grid of wells (well layout), methods of injection of a displacing agent into injection wells and selection of products from production wells are determined by technologists based on the properties of the reservoir, which are determined through geophysical surveys and analysis of well operation. The authors do not claim this. During the operation of the reservoir, the reservoir properties of the bottomhole and interwell zones of the reservoir often change (decrease) due to an increase in the viscosity of the product (mainly light fractions are selected), water cut in the product (since water or aqueous solutions of chemical reagents are used as a displacing agent), the reservoir reservoir "clogs paraffins and/or asphaltenes, etc.
Для улучшения (увеличения) ФЕС призабойной и межскважинной зон пласта предлагается проведение ряда технологических операций при помощи ГРП и натрийсодержащих элементов, состоящий из проппанта и 10 – 35 % металлического натрия, заключённого в кислоторастворимую защитную оболочку. Изначально приготавливают капсулированный (заключенный в кислоторастворимую защитную оболочку) металлический натрий. Причем в качестве защитной оболочки применяют соли металлов (Железа – Fe, Кальция – Ca или т.п.), непосредственно сами металлы, перемешиваемые с глиной (отвердевающей при обжиге) или кремний - Si, реагирующие с кислотами (чаще всего применяют водные растворы соляной, серной кислоты или глинокислоты – НF+HCl). В зависимости от вида выбранной защитной оболочки в лабораторных условиях определяют необходимую концентрацию кислоты в водном растворе и ее количество. Защитное покрытие чаще всего наносят порошковым напылением с клеевой основой (соли металлов) на металлический натрий или окунанием его в ванну с раствором глины и металла с последующим обжигов в печах при температуре 200 – 600 ºС (в прямой зависимости от количества металла и глины – чем больше металла и глины, тем выше температура – определяется опытным путем). На способы нанесения покрытия авторы не претендуют. При этом толщину защитного слоя не контролируют техническими средствами, поэтому толщина получается различной (чаще всего от 0,1 мм до 1 мм). После чего в зависимости от величины фракций применяемого при ГРП проппанта натрий с защитной оболочкой просеивают до получения аналогичных размеров (для удобства работы) и перемешивают в отношении 10 – 35 % натрия с защитной оболочкой, а остальное – проппант. Из практики натурных испытаний менее 10 % натрия с защитной оболочкой в проппанте использовать не рекомендуется, так как резко снижается эффективность воздействия на ФЕС призабойной и межскважинной зон пласта, как и выше 35 %, так как это значительно увеличивает материальные затраты (несмотря на то, что сам натрий является распространённым и недорогим химическим элементом), а эффективность растет незначительно. Большой разброс параметров (10 – 35 % натрия с защитной оболочкой, а остальное – проппант) позволяет легко добиться такого соотношения, даже не смотря на «человеческий фактор»: предполагается добиться соотношения 20 – 25 % натрия с защитной оболочкой в проппанте, при небольших ошибках в развесовке во время смешивания параметры все равно остаются в допустимых пределах в натрийсодержащих элементах.To improve (increase) reservoir properties of bottomhole and interwell formation zones, it is proposed to carry out a number of technological operations using hydraulic fracturing and sodium-containing elements, consisting of proppant and 10–35% metallic sodium enclosed in an acid-soluble protective shell. Initially, encapsulated (encapsulated in an acid-soluble protective shell) sodium metal is prepared. Moreover, metal salts are used as a protective shell (Iron - Fe, Calcium - Ca, etc.), the metals themselves, mixed with clay (hardening during firing) or silicon - Si, reacting with acids (most often, aqueous solutions of hydrochloric acid are used). , sulfuric acid or clay acid - HF + HCl). Depending on the type of protective shell chosen, the required concentration of acid in an aqueous solution and its amount are determined in laboratory conditions. The protective coating is most often applied by powder coating with an adhesive base (metal salts) on metallic sodium or by dipping it in a bath with a solution of clay and metal, followed by firing in furnaces at a temperature of 200 - 600 ºС (in direct proportion to the amount of metal and clay - the more metal and clay, the higher the temperature - determined empirically). The authors do not claim to apply coating methods. At the same time, the thickness of the protective layer is not controlled by technical means, so the thickness is different (most often from 0.1 mm to 1 mm). After that, depending on the size of the fractions of the proppant used for hydraulic fracturing, sodium with a protective sheath is sifted to obtain similar sizes (for convenience) and mixed in a ratio of 10–35% of sodium with a protective sheath, and the rest is proppant. From the practice of field tests, it is not recommended to use less than 10% sodium with a protective sheath in the proppant, since the effectiveness of the impact on the reservoir properties of the near-wellbore and interwell formation zones sharply decreases, as well as above 35%, since this significantly increases material costs (despite the fact that sodium itself is a common and inexpensive chemical element), and the efficiency increases slightly. A wide range of parameters (10 - 35% sodium with a protective sheath, and the rest - proppant) makes it easy to achieve this ratio, even despite the "human factor": it is supposed to achieve a ratio of 20 - 25% sodium with a protective sheath in the proppant, with small errors in the weight distribution during mixing, the parameters still remain within acceptable limits in sodium-containing elements.
Выбирают скважину для проведения технологических операций. Обычно выбирают скважину, в призабоной зоне пласта которой проницаемость снижается в 2 и более раз от первоначальной проницаемости. В этой скважине проводят ГРП с закачкой натрийсодержащих элементов для расклинивания (удержания в открытом состоянии) полученных трещин, исключая их «схлопывание» после снятия давления и увеличивая проницаемость пласта в районе этих трещин. После чего в трещины (так как у них высокая проницаемость) закачивают водный раствор кислоты, растворяющий постепенно защитную оболочку и освобождая металлический натрий. Так как толщина защитного слоя варьируется в больших пределах, то растворение защитной оболочки у разных капсул будет происходить с большим разбросом (практически: от 20 мин. у тонких оболочек до 24 ч – у толстых) и освобождение металлического натрия будет постепенным для взаимодействия с водой, находящейся в пласте.A well is selected for technological operations. Usually, a well is chosen, in the bottomhole formation zone of which the permeability decreases by 2 or more times from the initial permeability. In this well, hydraulic fracturing is carried out with the injection of sodium-containing elements to wedging (holding open) the resulting fractures, excluding their "collapse" after pressure is removed and increasing the formation permeability in the area of these fractures. After that, an aqueous acid solution is pumped into the cracks (since they have high permeability), gradually dissolving the protective shell and releasing metallic sodium. Since the thickness of the protective layer varies widely, the dissolution of the protective shell for different capsules will occur with a wide spread (practically: from 20 minutes for thin shells to 24 hours for thick ones) and the release of metallic sodium will be gradual for interaction with water, located in the layer.
При этом натрий взаимодействует с водой образуя химичческую реакцию:In this case, sodium interacts with water forming a chemical reaction:
2Na + 2H2O → 2NaOH + H2↑ + 168 кДж [1]2Na + 2H 2 O → 2NaOH + H 2 ↑ + 168 kJ [1]
Активный водород, имея очень маленькие размеры, легко проникает в поры коллектора пласта, а повышение постепенное (из-за растворения защитных оболочек) температуры (до 40 ºС и более), выделяемой при этой химической реакции увеличивает объем газа в порах и делает более текучими в том числе парафины и асфальтены (при 40 ºС: 55 – 67 мПа⋅с и 73 – 85 мПа⋅с соответственно). При этом ионы NaOH снижают межфазное натяжение парафинов и асфальтенов за счет активации ароматических соединений, что способствует их гидрированию. Для парафинов и асфальтенов (тяжелых фракций нефти) это процесс может идти по сульфидным мостикам, что приведет к снижению их молекулярной массы:Active hydrogen, having a very small size, easily penetrates into the pores of the formation reservoir, and a gradual increase (due to the dissolution of protective shells) of temperature (up to 40 ºС or more) released during this chemical reaction increases the volume of gas in the pores and makes it more fluid in including paraffins and asphaltenes (at 40 ºС: 55–67 mPa⋅s and 73–85 mPa⋅s, respectively). At the same time, NaOH ions reduce the interfacial tension of paraffins and asphaltenes due to the activation of aromatic compounds, which contributes to their hydrogenation. For paraffins and asphaltenes (heavy oil fractions), this process can go through sulfide bridges, which will lead to a decrease in their molecular weight:
В результате поры освобождаются от тяжелых фракций нефти, увеличивая ФЕС призабойной и межскважинной зон пласта.As a result, the pores are freed from heavy oil fractions, increasing the reservoir properties of the bottomhole and interwell formation zones.
Для ускорения очистки призабойной и межскважинной зон пласта от тяжелых фракций в близлежащих скважинах, гидродинамически связанных с обрабатываемой скважиной снижают уровень жидкости ниже пластового давления отбора из них продукций реакции с парафинами и/или асфальтенами, что позволяет ускорить призабойной и межскважинной зон пласта процесс очистки с 3 – 4 дней до 1,5 – 2 дней, то есть практически в 2 раза. При этом ФЕС (судя по проницаемости) призабойной и межскважинной зон пласта увеличивается практически в 2,5 – 3 раза. После чего скважину опять запускают в работу в качестве нагнетательной или добывающей.To speed up the cleaning of the near-wellbore and interwell zones of the formation from heavy fractions in nearby wells, hydrodynamically connected with the treated well, the liquid level is lowered below the formation pressure of the selection of reaction products with paraffins and / or asphaltenes from them, which makes it possible to speed up the near-wellbore and interwell zones of the formation, the cleaning process from 3 - 4 days to 1.5 - 2 days, that is, almost 2 times. At the same time, reservoir properties (judging by the permeability) of the bottomhole and interwell zones of the formation increase by almost 2.5 - 3 times. After that, the well is again put into operation as an injection or production well.
Предполагаемый способ интенсификации добычи нефти из пласта позволяет расширить область применения за счет увеличения охвата при помощи ГРП воздействия на призабойную и межскважинную зоны пласта, обеспечивает вывод из призабоной зоны пласта парафинов и асфальтенов за счет вытеснения водородом и прогрева межскважинной и призабойной зон до температуры как минимум до 40ºС для увеличения их текучести, уменьшения вязкости пластовых углеводородов, а также упростить применение за счет подготовки расклинивающего агента (проппанта с реагентами) в промышленных условиях, что значительно уменьшает влияние «человеческого фактора».The proposed method for intensifying oil production from a reservoir allows expanding the scope by increasing the coverage of the near-wellbore and interwell zones of the reservoir with the help of hydraulic fracturing, ensures the removal of paraffins and asphaltenes from the near-wellbore zone by hydrogen displacement and heating the interwell and near-wellbore zones to a temperature of at least up to 40ºС to increase their fluidity, reduce the viscosity of reservoir hydrocarbons, and also simplify the application by preparing the proppant (proppant with reagents) in industrial conditions, which significantly reduces the influence of the "human factor".
Claims (2)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2780194C1 true RU2780194C1 (en) | 2022-09-20 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2805696C1 (en) * | 2023-05-11 | 2023-10-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for increasing hydrophilicity of carbonate reservoirs |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2221141C1 (en) * | 2002-05-21 | 2004-01-10 | Дыбленко Валерий Петрович | Process of treatment of critical area of formation |
| WO2009113896A1 (en) * | 2008-02-27 | 2009-09-17 | Schlumberger Canada Limited | Slip-layer fluid placement |
| WO2013012772A1 (en) * | 2011-07-15 | 2013-01-24 | Schlumberger Canada Limited | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill |
| RU2681011C2 (en) * | 2014-08-15 | 2019-03-01 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Deflecting systems for use in well treatment operations |
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2221141C1 (en) * | 2002-05-21 | 2004-01-10 | Дыбленко Валерий Петрович | Process of treatment of critical area of formation |
| WO2009113896A1 (en) * | 2008-02-27 | 2009-09-17 | Schlumberger Canada Limited | Slip-layer fluid placement |
| WO2013012772A1 (en) * | 2011-07-15 | 2013-01-24 | Schlumberger Canada Limited | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill |
| RU2681011C2 (en) * | 2014-08-15 | 2019-03-01 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Deflecting systems for use in well treatment operations |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2805696C1 (en) * | 2023-05-11 | 2023-10-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for increasing hydrophilicity of carbonate reservoirs |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3968840A (en) | Controlled rate acidization process | |
| US10954432B2 (en) | On the fly mixing of acids and diversion fluids with water-soluble retarding agents | |
| Al-Anazi et al. | Stimulation of tight carbonate reservoirs using acid-in-diesel emulsions: Field application | |
| US9556718B2 (en) | Non-acidic exothermic sandstone stimulation fluids | |
| CA2094088C (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| US7770647B2 (en) | Hydraulic fracturing of subterranean formations | |
| US4136739A (en) | Method for generating hydrofluoric acid in a subterranean formation | |
| RU2373385C1 (en) | Method for treatment of well bottom zones of production wells | |
| US20110220360A1 (en) | Application of alkaline fluids for post-flush or post-treatment of a stimulated sandstone matrix | |
| US20130333892A1 (en) | Acidizing materials and methods and fluids for earth formation protection | |
| EA010361B1 (en) | Method of treating a subterranean carbonate formation | |
| EA007853B1 (en) | Well treatment fluids comprising chelating agents | |
| AU2011263548B2 (en) | Swellable/degradable sand plug system for horizontal wells | |
| US11692128B2 (en) | Diversion acid containing a water-soluble retarding agent and methods of making and using | |
| US10718184B1 (en) | Thermochemical method for removing organic and inorganic deposits from a wellbore | |
| US3707192A (en) | Two-stage injection of acid-producing chemicals for stimulating wells | |
| US20230279284A1 (en) | Methods for making and using retarded acid compositions for well stimulation | |
| WO2014169389A1 (en) | Method and apparatus for enhancing the productivity of wells | |
| RU2368769C2 (en) | Bottom-hole formation zone treatment method | |
| RU2780194C1 (en) | Method for intensifying oil production from a reservoir | |
| CA3129700A1 (en) | Treatment of subterranean formations | |
| EP3853320B1 (en) | Leak-off control in acid stimulation using dissolvable material | |
| WO2013106373A1 (en) | In-situ crosslinking with aluminum carboxylate for acid stimulation of a carbonate formation | |
| WO2021202930A1 (en) | Removal of water blockage in tight gas reservoir using thermochemical fluids | |
| RU2805696C1 (en) | Method for increasing hydrophilicity of carbonate reservoirs |