WO2021010935A1 - Method for the combined hydrogen and thermobaro chemical treatment ("tbc-ehr") of the near-wellbore region of a producing formation - Google Patents

Method for the combined hydrogen and thermobaro chemical treatment ("tbc-ehr") of the near-wellbore region of a producing formation Download PDF

Info

Publication number
WO2021010935A1
WO2021010935A1 PCT/UA2020/000070 UA2020000070W WO2021010935A1 WO 2021010935 A1 WO2021010935 A1 WO 2021010935A1 UA 2020000070 W UA2020000070 W UA 2020000070W WO 2021010935 A1 WO2021010935 A1 WO 2021010935A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
mixture
gds
gos
compositions
volume
Prior art date
Application number
PCT/UA2020/000070
Other languages
French (fr)
Russian (ru)
Inventor
Анна Сергеевна ФЕДОРЕНКО
Олег Николаевич ДРЮКОВ
КОНДРАТЕНКО Александр Викторович
Original Assignee
Анна Сергеевна ФЕДОРЕНКО
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Анна Сергеевна ФЕДОРЕНКО filed Critical Анна Сергеевна ФЕДОРЕНКО
Publication of WO2021010935A1 publication Critical patent/WO2021010935A1/en

Links

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
    • 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
    • E21B43/243—Combustion in situ
    • E21B43/247—Combustion in situ in association with fracturing processes or crevice forming processes

Abstract

The invention relates to the oil extraction industry and can be used in the development of hard-to-recover reserves of oil, gas and natural gas condensate in low-permeability, low-porosity, tight reservoirs. According to the present method, prior to injection of a first mixture of a combustible oxidizing composition (COC) and a water-reactive composition (WRC), the lower end of a production string is positioned at the level of upper perforation holes and an organic solvent acting as a buffer is delivered to the perforated interval. After injection of the first COC/WRC mixture, the well annulus is closed and the mixture is driven directly into the near-wellbore region of the producing formation using a kill fluid, the volume of which is equal to the volume of the first COC/WRC mixture. After that, an organic solvent acting as a buffer and a second COC/WRC mixture are injected in succession. Next, the well annulus is closed and the second COC/WRC mixture is driven directly into the near-wellbore region of the producing formation using a kill fluid, the volume of which is greater than the volume of the second COC/WRC mixture. The result is an increase in permeability and additional inflow and a reduction in the viscosity of the well fluids as a result of the formation of additional microfractures and an increase in the length of the perforation channels, thus allowing an improvement in the filtration properties of the formation.

Description

СПОСОБ КОМПЛЕКСНОЙ ВОДОРОДНОЙ ТЕРМОБАРОХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА СКВАЖИНЫ METHOD FOR INTEGRATED HYDROGEN THERMOBAROCHEMICAL TREATMENT OF BOTTOM BOTTOM ZONE OF PRODUCTIVE BOREHOLE
«ТВС-EHR» TVS-EHR
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ FIELD OF TECHNOLOGY
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти, газа и газоконденсата на низкопроницаемых, низкопористых, плотных коллекторах для увеличения проницаемости продуктивного пласта и улучшения его фильтрационных (дренажных) свойств, способствуя выходу пластового флюида и восстановлению продуктивности скважины. The invention relates to the oil industry and can be used in the development of hard-to-recover reserves of oil, gas and gas condensate in low-permeability, low-porosity, dense reservoirs to increase the permeability of a productive formation and improve its filtration (drainage) properties, contributing to the release of formation fluid and recovery of well productivity.
ПРЕАМБУЛА PREAMBLE
Решение проблемы увеличения добычи и роста коэффициента извлечения углеводородов основывается на создании и внедрении технологий комплексной водородной термобарохимической обработки призабойной зоны продуктивного пласта скважины“ТВС-EHR” (с английского языка ThermoBaro Chemical-Enhanced Hydrocarbon Recovery), в ходе реализации которых осуществляется интегрированное многофакторное физико-химическое воздействие на призабойную зону пласта, направленное на устранение в течение одной обработки всех основных причин кольматации, а также улучшения фильтрационной способности коллектора. В основу технологии комплексного водородного и термобарохимического воздействия на продуктивный горизонт положено интегрированное использование аномальных свойств водорода в условиях многостадийного термогазохимического процесса, управляемого на каждой стадии, в ходе которого повышается температура, выделяются различные активные газы, в том числе водород, образуются горячие кислоты - азотная и соляная (в отдельных случаях плавиковая), производится обработка поверхностно-активными веществами. Разработка новых технологий нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами в низкопроницаемых коллекторах, с вязкими нефтями в настоящее время особенно актуальна поскольку доля трудноизвлекаемых запасов продолжает увеличиваться и сейчас составляет около 60%. Качество остаточных запасов ухудшается еще и по причине более активной выработки именно хороших, активных запасов. Если активные запасы выработаны к настоящему времени в среднем на 75%, то трудноизвлекаемые только на 35%. Принимая во внимание складывающуюся структуру запасов и перспективы их развития, можно утверждать, что значительную роль в приросте извлекаемых запасов должны играть увеличение нефтеотдачи из трудноизвлекаемых запасов, а также запасов в заводненных пластах. The solution to the problem of increasing production and increasing the recovery factor of hydrocarbons is based on the creation and implementation of technologies for complex hydrogen thermobarochemical treatment of the bottom-hole zone of the productive formation of the TVS-EHR well (ThermoBaro Chemical-Enhanced Hydrocarbon Recovery), during the implementation of which an integrated multifactorial physical chemical impact on the bottomhole formation zone, aimed at eliminating all the main causes of clogging during one treatment, as well as improving the reservoir filtration capacity. The technology of complex hydrogen and thermobarochemical impact on the productive horizon is based on the integrated use of the anomalous properties of hydrogen under the conditions of a multistage thermogasochemical process controlled at each stage, during which the temperature rises, various active gases are released, including hydrogen, hot acids are formed - nitric and hydrochloric (in some cases hydrofluoric), treatment with surfactants is performed. The development of new technologies for oil fields with hard-to-recover reserves in low-permeability reservoirs, with viscous oils is currently especially relevant since the share of hard-to-recover reserves continues to increase and now amounts to about 60%. The quality of residual reserves is also deteriorating due to the more active development of good, active reserves. If active reserves have been depleted by an average of 75%, then hard-to-recover reserves are only 35% depleted. Taking into account the emerging structure of reserves and the prospects for their development, it can be argued that an increase in oil recovery from hard-to-recover reserves, as well as reserves in flooded formations, should play a significant role in the growth of recoverable reserves.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ PRIOR ART
Известен способ термобарохимической обработки продуктивного пласта (патент Украины Ns 86886, МПК Е21В 43/00, Е21В 43/18, Е21В 43/26, опубл. 12.05.2009), включающий доставку гидрореагирующего состава (ГРС), буферной жидкости и воды в зону перфорации продуктивного пласта разделенными объемами, послойным продавливанием, создаваемым в насосно-компрессорных трубах (НКТ) поршневым давлением, причем ГРС доставляют в объеме суспензии инертной буферной жидкости, в качестве которой используют хлорпроизводные углерода, например тетрахлорэтан, в объемном соотношении ГРС: буферная жидкость = 1 :(0, 6-2,0), соответственно. A known method of thermobarochemical treatment of a productive formation (patent of Ukraine Ns 86886, IPC E21B 43/00, E21B 43/18, E21B 43/26, publ. 05/12/2009), including the delivery of a hydroreactive composition (GDS), buffer fluid and water in the perforation zone of the productive formation by divided volumes, layer-by-layer punching created in the tubing (tubing) by piston pressure, and the GDS is delivered in the volume of a suspension of an inert buffer fluid, which is used as chlorine derivatives of carbon, for example, tetrachloroethane, in a volume ratio of GDS: buffer fluid = 1: (0, 6-2.0), respectively.
Известный способ малоэффективен для пластов с низкой начальной проницаемостью при высокой обводненности и кольматации эмульсией типа "вода-углеводород" или асфальтосмолопарафиновыми отложениями. При этом фильтрация в пласт продуктов первичных реакций, проходящих в эксплуатационной колонне, затруднена или вовсе не происходит. The known method is ineffective for formations with low initial permeability at high water cut and clogging with emulsion of the "water-hydrocarbon" type or asphalt-resin-paraffin deposits. At the same time, filtration into the formation of the products of the primary reactions taking place in the production string is difficult or does not occur at all.
Известен также способ комплексного водородного и термобарохимического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта (патент Украины а 102501, МПК Е21В 43/24, Е21В 43/25, опубл. 13.05.2013), включающий закачку через НКТ раздельно-последовательно ГРС - алюмогидрида натрия (АГН) и/или алюмогидриднатриевого композита (АГНК), в котором доставку ГРС производят в герметичных мини-контейнерах из полимерного материала, весовым содержанием 1-3 грамма, в составе технологических жидкостей, в качестве которых используют горюче-окислительные составы (ГОС) на основе комплексных солей. There is also known a method of complex hydrogen and thermobarochemical impact on the bottomhole zone of the productive formation (patent of Ukraine a 102501, IPC E21B 43/24, E21B 43/25, publ. 05/13/2013), including the injection through the tubing separately-sequentially GDS - sodium aluminum hydride (AGN ) and / or a sodium aluminum hydride composite (AGNK), in which the delivery of GDS is carried out in sealed mini-containers made of polymeric material, weight content 1-3 grams, in the composition of process fluids, which are used as combustible-oxidizing compositions (GOS) based on complex salts.
Известный способ недостаточно эффективен, поскольку высокий энергетический и химический потенциал смеси составов ГОС и ГРС реализуется не в полной мере. Экзотермическая реакция гидролиза гидрореагирующего вещества происходит в эксплуатационной колонне, а не в поровом пространстве призабойной зоны пласта (ПЗП). Это существенно снижает качество обработки, особенно в случаях с низкопроницаемыми или закольматированными коллекторами. Производительность нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин определяется качественным состоянием ПЗП, которое характеризуется главным образом его проницаемостью, то есть способностью фильтровать к забою скважины добываемые углеводороды. Естественная проницаемость продуктивного пласта, как правило, ухудшается ехце на стадии первичного вскрытия (во время бурения и обсаживания) при механической кольматации призабойной зоны скважины буровыми и цементировочными растворами. В период эксплуатации скважины происходит кольматация ПЗП продуктами разрушения пласта и асфальтосмолопарафиновыми отложениями, что приводит к дальнейшему ухудшению фильтрационных свойств, нарушению гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной и снижению ее производительности. В известных способах, традиционно использующих порошкообразные твердые гидрореагирующие вещества дисперсностью от 15 до 500 мкм, энергетический и химический потенциал смеси составов ГОС и ГРС используются неэффективно, так как при низкой проницаемости ПЗП невозможна фильтрация суспензии, особенно ее твердой фазы в поровое пространство, экзотермическая реакция гидролиза гидрореагирующих веществ протекает в эксплуатационной колонне, основная часть выделяемого тепла расходуется не на прогрев порового пространства, а идет на разогрев эксплуатационной колонны и горной породы призабойной зоны. А в условиях низкой проницаемости ПЗП основная часть генерируемых газов и продуктов реакции также не в полной мере поступает в поровое пространство, а уходит вверх по колонне. В таком случае термогазохимической обработке подвергаются в основном участки, обладающие уже до начала обработки высокой проницаемостью . Известен также наиболее близкий по технической сути к заявляемому способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта скважины (патент Российской Федерации N° 2 628 342 Cl , МПК Е21В 43/24, С09К 8/592, опубл. 16.08.2017, Бюл. Ns 23), включающий раздельно-последовательную доставку через НКТ на забой ГРС на основе состава (алюмогидриднатриевого композита), обеспечивающего выделение водорода, и ГОС на основе комплексных солей, при этом производят закачку первой смеси составов ГОС и ГРС и закачку второй смеси составов ГОС и ГРС различной плотности в заданном пористостью пласта объеме, закачку первой смеси составов ГОС и ГРС производят плотностью 1,35-1,4 г/см3 с объемом заполнения эксплуатационной колонны от забоя до уровня нижних отверстий перфорации, сверху на первую смесь закачивают агрегативно устойчивую наносуспензию ГРС плотностью 1 ,23-1 ,25 г/см3 при содержании 5-50% дисперсной фазы алюмогидриднатриевого композита в дисперсионной среде дизельного топлива и органического растворителя при количественном содержании компонентов жидкой фазы, взятых в пропорциональном соотношении, обеспечивающем равенство плотностей жидкой и твердой фаз наносуспензии, закачку которой производят в заданном пористостью пласта объеме, превышающем внутренний объем эксплуатационной колонны интервала зоны перфорации, с последующим продавливанием агрегативно устойчивой наносуспензии ГРС непосредственно в призабойную зону продуктивного пласта, производят закачку второй смеси составов ГОС и ГРС плотностью 1,6-1, 8 г/см3 в объеме, достаточном для эффективного реагирования с первой смесью составов ГОС и ГРС. The known method is not effective enough, since the high energy and chemical potential of the mixture of the compositions of GOS and GDS is not fully realized. The exothermic reaction of hydrolysis of the hydroreactive substance occurs in the production casing, and not in the pore space of the bottomhole formation zone (BHZ). This significantly reduces the quality of processing, especially in cases with low-permeability or crimped reservoirs. The productivity of oil, gas and gas condensate wells is determined by the qualitative state of the bottomhole formation zone, which is characterized mainly by its permeability, that is, the ability to filter produced hydrocarbons to the bottom of the well. The natural permeability of the productive formation, as a rule, deteriorates at the stage of initial opening (during drilling and casing) during mechanical clogging of the bottomhole zone of the well with drilling and cementing fluids. During the operation of the well, clogging of the bottomhole formation zone with the products of formation destruction and asphalt-resin-paraffin deposits occurs, which leads to a further deterioration of filtration properties, disruption of the hydrodynamic connection of the productive formation with the well and a decrease in its productivity. In the known methods, traditionally using powdered solid hydroreactive substances with a dispersion of 15 to 500 μm, the energy and chemical potential of the mixture of the GOS and GDS compositions are used ineffectively, since at low permeability of the bottomhole formation zone filtration of the suspension, especially its solid phase into the pore space, is impossible, exothermic hydrolysis reaction of hydro-reacting substances flows in the production casing, the main part of the released heat is spent not on heating the pore space, but on heating up the production casing and the rock of the bottomhole zone. And in conditions of low permeability of the bottomhole formation zone, the main part of the generated gases and reaction products also does not fully enter the pore space, but goes up the column. In this case, thermogas-chemical treatment is mainly carried out in areas that have high permeability already before the start of treatment. Also known is the closest in technical essence to the claimed method of complex hydrogen thermobarochemical treatment of the productive formation of the well (patent of the Russian Federation N ° 2 628 342 Cl, IPC Е21В 43/24, С09К 8/592, publ. 08/16/2017, bull. Ns 23) , including separate-sequential delivery through the tubing to the bottomhole of the gas distribution station based on the composition (aluminum-sodium hydride composite), providing hydrogen evolution, and the gas storage facility based on complex salts, while the first mixture of the gas storage and gas distribution systems and the gas distribution station is pumped in and the second mixture of the gas storage and gas distribution station compositions of various densities is injected in the volume specified by the porosity of the formation, the injection of the first mixture of GOS and GDS compositions is carried out with a density of 1.35-1.4 g / cm 3 with a filling volume of the production casing from the bottom hole to the level of the lower perforation holes, an aggregate stable GDS nanosuspension with a density of 1 is pumped onto the first mixture from above , 23-1, 25 g / cm 3 with a content of 5-50% of the dispersed phase of the sodium aluminum hydride composite in the dispersion medium of diesel fuel willow and organic solvent with a quantitative content of the components of the liquid phase, taken in a proportional ratio, ensuring the equality of the densities of the liquid and solid phases of the nanosuspension, the injection of which is carried out in a volume specified by the porosity of the formation, which exceeds the internal volume of the production casing of the perforated zone interval, followed by forcing the aggregatively stable nanosuspension of the gas-distribution station directly into the bottomhole zone of the productive formation, the second mixture of GOS and GDS compositions with a density of 1.6-1.8 g / cm 3 is injected in a volume sufficient for effective reaction with the first mixture of GOS and GDS compositions.
Однако описанный способ имеет тот недостаток, что реализованная при его осуществлении реакция с образованием горячей щелочи недостаточно эффективна, так как высокий энергетический и химический потенциал смеси составов ГРС и ГОС реализуется не в полной мере. Это объясняется тем, что при реализации этого способа традиционно используются порошкообразные твердые гидрореагирующие вещества дисперсностью от 15 до 500 мкм, поэтому экзотермическая реакция гидролиза гидрореагирующих веществ протекает в основном в эксплуатационной колонне, основная часть выделяемого тепла расходуется не на прогрев порового пространства, а идет на разогрев эксплуатационной колонны и горной породы призабойной зоны, при этом большая часть образующегося водорода не поднимается вверх. Та же часть водорода, которая попадает в пласт, не обладает той химической и диффузионной активностью, которой обладает этот газ в момент его генерирования. Это существенно снижает качество обработки, особенно в случаях с закольматированными коллекторами. Описанный способ недостаточно эффективен при обработке низкопроницаемых, карбонатных коллекторов, так как для увеличения проницаемости и образования дополнительных трещин, что способствует улучшению фильтрационных свойств пласта, должен образовываться атомарный водород. При закачке в пласт агрегативно устойчивой наносуспензии ГРС плотностью 1,23-1,25 г/см3 при содержании 5-50% дисперсной фазы алюмогидриднатриевого композита в дисперсионной среде дизельного топлива и органического растворителя способ низкоэффективен, поскольку не происходит образование атомарного водорода непосредственно в пласте. However, the described method has the disadvantage that the reaction with the formation of hot alkali realized during its implementation is not effective enough, since the high energy and chemical potential of the mixture of the compositions of gas distribution station and GOS is not fully realized. This is due to the fact that when implementing this method, powdery solid hydroreactive substances are traditionally used with a dispersion of 15 to 500 microns, therefore the exothermic reaction of hydrolysis of hydroreactive substances occurs mainly in the production column, the main part of the released heat is spent not on heating the pore space, but on heating. production casing and bottomhole rock, while most of the generated hydrogen does not rise up. The same part of the hydrogen that enters the formation does not have the same chemical and diffusion activity, which this gas possesses at the moment of its generation. This significantly reduces the quality of processing, especially in cases with coded collectors. The described method is not effective enough in the treatment of low-permeability, carbonate reservoirs, since atomic hydrogen must be formed to increase the permeability and the formation of additional fractures, which improves the filtration properties of the formation. When injecting an aggregatively stable GDS nanosuspension into the reservoir with a density of 1.23-1.25 g / cm 3 with a content of 5-50% of the dispersed phase of the sodium aluminum hydride composite in a dispersion medium of diesel fuel and an organic solvent, the method is ineffective, since atomic hydrogen does not form directly in the reservoir ...
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ SUMMARY OF THE INVENTION
Задачей данного изобретения является повышение эффективности комплексной водородной термобарохимической обработки при обработке низкопроницаемых карбонатных коллекторов за счет достижения таких технических результатов: увеличения проницаемости и дополнительного притока и снижения вязкости флюидов путем образования дополнительных микротрещин и увеличения длины перфорационных каналов, что способствует улучшению фильтрационных свойств пласта вследствие образования атомарного водорода в процессе экзотермической реакции ГРС с водой в поровом пространстве ПЗП, где и реализуется основной термодинамический потенциал образованных газожидкостных компонентов, прохождение предпламенных процессов крекинга и пиролиза высокомолекулярных углеводородов с применением ГРС, обеспечивающих высокие параметры тепловыделения в обрабатываемом продуктивном горизонте скважины, которая обрабатывается. The objective of this invention is to increase the efficiency of complex hydrogen thermobarochemical treatment in the treatment of low-permeability carbonate reservoirs due to the achievement of such technical results: an increase in permeability and additional inflow and a decrease in fluid viscosity by the formation of additional microcracks and an increase in the length of perforation channels, which contributes to the improvement of the filtration properties of the formation due to the formation of atomic hydrogen in the process of the exothermic reaction of the GDS with water in the pore space of the bottomhole formation zone, where the main thermodynamic potential of the formed gas-liquid components is realized, the passage of pre-flame processes of cracking and pyrolysis of high-molecular hydrocarbons using the GDS, providing high parameters of heat release in the treated productive horizon of the well being processed.
Поставленная задача и перечисленные технические результаты при реализации предлагаемого способа достигаются тем, что в способе комплексной водородной термобарохимической обработки призабойной зоны пласта скважины “TBC-EHR”, включающем раздельно-последовательную доставку через насосно-компрессорные трубы (НКТ) гидрореагирующих, на основе состава, обеспечивающего выделение водорода и горюче-окислительных, на основе комплексных солей, составов, при этом производят закачку первой смеси составов ГОС и ГРС и закачку второй смеси составов ГОС и ГРС The task and the listed technical results in the implementation of the proposed method are achieved by the fact that in the method of complex hydrogen thermobarochemical treatment of the bottomhole formation zone of the well "TBC-EHR", including separate-sequential delivery through the tubing (tubing) of hydroreacting, based on the composition, providing the release of hydrogen and combustible-oxidizing, based on complex salts, compositions, while the first mixture of the GOS and GDS compositions is injected and the second mixture of the GOS and GDS compositions is injected
s различной плотности в заданном пористостью пласта объеме, согласно изобретению перед закачкой первой смеси составов ГОС и ГРС нижний конец НКТ располагают на уровне верхних отверстий перфорации и доставляют в интервал перфорации органический растворитель, выступающий в роли буфера, а после закачки первой смеси составов ГОС и ГРС закрывают затрубное пространство и производят ее продавливание непосредственно в призабойную зону продуктивного пласта жидкостью для глушения скважины, объем которой равен объему первой смеси составов ГОС и ГРС, после чего последовательно закачивают органический растворитель, выступающий в роли буфера, и вторую смесь, затем закрывают затрубное пространство и производят продавливание второй смеси составов ГОС и ГРС непосредственно в призабойную зону продуктивного пласта жидкостью для глушения скважины, объем которой превышает объем второй смеси состава ГОС и ГРС; при оптимальных вариантах реализации предлагаемого способа плотность закачиваемой первой смеси составов ГОС и ГРС составляет 1 ,15 - 1,4 г/см3, а плотность второй смеси составов ГОС и ГРС - 1 ,45 - 1 ,8 г/см3; объем органического растворителя, выступающего в роли буфера, используемого перед закачкой первой смеси составов ГОС и ГРС, равен объему заполнения эксплуатационной колонны от забоя до уровня нижних отверстий перфорации, а плотность составляет не менее 1,9 г/см3. s of different density in a volume specified by the porosity of the formation, according to the invention, before pumping the first mixture of GOS and GDS compositions, the lower end of the tubing is placed at the level of the upper perforation holes and an organic solvent is delivered to the perforation interval, acting as a buffer, and after the first mixture of GOS and GDS compositions is injected the annulus and pushing it directly into the bottomhole zone of the productive formation with a liquid for killing the well, the volume of which is equal to the volume of the first mixture of GOS and GDS compositions, after which the organic solvent acting as a buffer and the second mixture are sequentially injected, then the annular space is closed and produced forcing the second mixture of GOS and GDS compositions directly into the bottomhole zone of the productive formation with a liquid for killing the well, the volume of which exceeds the volume of the second mixture of GOS and GDS; with optimal variants of the proposed method, the density of the injected first mixture of GOS and GDS compositions is 1, 15 - 1.4 g / cm 3 , and the density of the second mixture of GOS and GDS compositions is 1, 45 - 1.8 g / cm 3 ; the volume of organic solvent acting as a buffer used before the injection of the first mixture of GOS and GDS compositions is equal to the filling volume of the production casing from the bottom to the level of the lower perforation holes, and the density is not less than 1.9 g / cm 3 .
Вследствие многостадийной экзотермической реакции компонентов ГОС и ГРС и пластовой воды в призабойной зоне продуктивного пласта скважины в процессе горения системы при температуре не менее 200 °С и повышенном давлении, происходит вначале реакции водородообразования - выделением атомарного водорода, компоненты, входящие в состав первой и второй смеси составов ГОС и ГРС, начинают реагировать между собой. Первым генерируется атомарный водород Н, который обладает высокой проницаемостью и фильтруется по пласту вместе с продуктами реакции смесей составов ГОС и ГРС в виде горячих газов, таких как оксид углерода (СО, С02), азот и его оксиды (N2, NO, N02, N203, N2OJ) по существующим трещинам, расширяя их и улучшая проницаемость коллектора. Водород является носителем конденсированных продуктов сгорания, которые имеют щелочной характер и воздействуют на терригенную породу, растворяя аморфные формы песчаников, глин и алевролитов. Реакция сопровождается повышением температуры и давления в ПЗП. Смеси горячих газов, образовавшихся в процессе экзотермической реакции, действуют под давлением и образовывают в пласте необратимые физико-химические превращения, которые способствуют увеличению существующих трещин и улучшению фильтрационных свойств пласта, как следствие, происходит диффузионное перемещение флюида по каналам в сторону наименьшего давления, то есть к стволу скважины и выносу его на поверхность. Продукты реакции образовывают кислую среду, которая воздействует на карбонатные включения и растворяет породу. Под действием кислот, образовавшихся в пласте в результате химических превращений реагентов, в данном случае это азотная и соляная кислоты, на карбонатную породу, которая имеет соединения основного характера СаО и MgO или доломита CaMg(C03)2, реакции идут с выделением углекислого газа по типу: Due to the multistage exothermic reaction of the GOS and GDS components and formation water in the bottomhole zone of the productive formation of the well during the combustion of the system at a temperature of at least 200 ° C and elevated pressure, the hydrogen formation reaction occurs first - the release of atomic hydrogen, the components that make up the first and second mixture compositions of GOS and GDS begin to react with each other. Atomic hydrogen H is generated first, which has a high permeability and is filtered through the formation together with the reaction products of mixtures of GOS and GDS compositions in the form of hot gases such as carbon monoxide (CO, C0 2 ), nitrogen and its oxides (N 2 , NO, N0 2 , N 2 0 3 , N 2 O J ) along the existing fractures, expanding them and improving the reservoir permeability. Hydrogen is a carrier of condensed combustion products, which are alkaline and act on terrigenous rocks, dissolving the amorphous forms of sandstones, clays and siltstones. The reaction is accompanied by an increase in temperature and pressure in the bottomhole zone. The mixtures of hot gases formed during the exothermic reaction act under pressure and form irreversible physicochemical transformations in the formation, which contribute to an increase in existing fractures and improving the filtration properties of the formation, as a consequence, there is a diffusional movement of the fluid through the channels towards the lowest pressure, that is, to the wellbore and its removal to the surface. The reaction products form an acidic environment, which acts on carbonate inclusions and dissolves the rock. Under the action of acids formed in the formation as a result of chemical transformations of reagents, in this case, it is nitric and hydrochloric acids, on carbonate rock, which has compounds of the basic nature CaO and MgO or dolomite CaMg (C0 3 ) 2 , the reactions proceed with the release of carbon dioxide along type:
СаС03 + 2 НС1 = СаС12 + Н,0 + С02 CaC0 3 + 2 HC1 = CaC1 2 + H, 0 + C0 2
или CaMg (COj)2 + 4HN03 = Ca(N03)2 +Mg(N03) 2 + 2 H20 + 2CO, or CaMg (CO j ) 2 + 4HN0 3 = Ca (N0 3 ) 2 + Mg (N0 3 ) 2 + 2 H 2 0 + 2CO,
Углекислый газ резко снижает вязкость нефти. Температура химических процессов в пласте при водородной термобарохимической обработке в режиме фильтрационного горения происходит в интервале 250 - 350 °С. Завершающий процесс термобарохимической реакции - это образование щелочи непосредственно в пласте, которая также положительно воздействует на ПЗП. Таким образом исключаются потери тепла по пути в призабойную зону. Выделяющееся тепло и продукты горения поступают непосредственно в ПЗП, а не поднимаются по обсадной колонне, выделение большого количества горячего газа за короткий промежуток времени ведет к дополнительному трещинообразованию и разрыву пласта плотного коллектора. Вследствие этого раздельно-последовательная закачка в ПЗП первой и второй смеси составов ГОС и ГРС вместе с водородообразующей составляющей, инициатором горения и стабилизирующими добавками позволяет уже на первой стадии экзотермической реакции комплексно и существенно повысить пористость и проницаемость обрабатываемой породы, создать дополнительную систему микротрещин, закрепляя их за счет аккумуляции образовавшегося тепла и системы горячих газов в самом пласте, а не в эксплуатационной колонне. Выбор плотностей закачиваемых первой и второй смесей составов 1,15 - 1,40 г/см3 и 1,45 - 1 ,80 г/см3, соответственно, обусловлен соблюдением условия равенства плотностей твердой и жидкой фаз при количественном содержании компонентов жидкой фазы, взятых в пропорциональном соотношении, что позволяет жидкой фазе беспрепятственно проникать в поровое пространство ПЗП. Выбор плотности органического растворителя, выступающего в роли буфера, используемого перед закачкой первой смеси составов ГОС и ГРС в интервал перфорации не менее 1,9 г/см3 и объема, равного объему заполнения эксплуатационной колонны от забоя до уровня нижних отверстий перфорации, является оптимальным, поскольку в этом случае обеспечивается временная защита от воды компонентов смеси составов ГОС и ГРС, которые не вступают в реакцию с водой и не растворяются в ней. Carbon dioxide drastically reduces the viscosity of oil. The temperature of chemical processes in the reservoir during hydrogen thermobarochemical treatment in the filtration combustion mode occurs in the range of 250 - 350 ° C. The final process of the thermobarochemical reaction is the formation of alkali directly in the formation, which also has a positive effect on the bottomhole formation zone. Thus, heat losses on the way to the bottomhole zone are excluded. The released heat and combustion products go directly to the bottomhole formation zone, and do not rise along the casing, the release of a large amount of hot gas in a short period of time leads to additional fracturing and fracturing of the tight reservoir. As a result, separate-sequential injection into the bottomhole formation zone of the first and second mixture of GOS and GDS compositions together with a hydrogen-forming component, a combustion initiator and stabilizing additives allows already at the first stage of the exothermic reaction to comprehensively and significantly increase the porosity and permeability of the treated rock, create an additional system of microcracks, fixing them due to the accumulation of the generated heat and the system of hot gases in the formation itself, and not in the production string. The choice of the densities of the injected first and second mixtures of compositions 1.15 - 1.40 g / cm 3 and 1.45 - 1.80 g / cm 3 , respectively, is due to the observance of the condition of equality of the densities of the solid and liquid phases with the quantitative content of the components of the liquid phase, taken in proportional ratio, which allows the liquid phase to freely penetrate into the pore space of the bottomhole formation zone. The choice of the density of the organic solvent, which acts as a buffer used before the injection of the first mixture of the GOS and GDS compositions into the perforation interval of at least 1.9 g / cm 3 and volume, equal to the filling volume of the production string from the bottom to the level of the lower perforation holes, is optimal, since in this case temporary protection from water is provided for the components of the mixture of the GOS and GDS compositions, which do not react with water and do not dissolve in it.
Предложенный способ не требует многократного подъема и спуска НКТ, вследствие чего существенно упрощается технологический процесс в целом и уменьшаются материальные затраты на его осуществление. The proposed method does not require multiple lifting and lowering of tubing, as a result of which the technological process as a whole is greatly simplified and the material costs for its implementation are reduced.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ BRIEF DESCRIPTION OF DRAWINGS
На рисунках, фиг. 1, 2, представлена схема реализации предлагаемого способа, где на фиг. 1 показан этап доставки органического растворителя, выступающего в роли буфера, и первой смеси составов ГОС и ГРС и продавливании непосредственно в ПЗП жидкостью для глушения скважины; на фиг. 2 - показан этап последовательной закачки органического растворителя, выступающего в роли буфера, и второй смеси составов ГОС и ГРС и продавливании непосредственно в ПЗП жидкостью для глушения скважины. Поз.In the figures, fig. 1, 2, a diagram of the implementation of the proposed method is presented, where in Fig. 1 shows the stage of delivery of an organic solvent, acting as a buffer, and the first mixture of GOS and GDS compositions and forcing directly into the bottomhole formation zone with a liquid to kill the well; in fig. 2 - shows the stage of sequential injection of an organic solvent acting as a buffer and a second mixture of GOS and GDS compositions and pushing directly into the bottomhole formation zone with liquid to kill the well. Pos.
1 - эксплуатационная колонна; поз. 2 - НКТ; поз. 3 - интервал перфорации; поз. 4 - первая смесь составов ГОС и ГРС; поз. 5 - жидкость для глушения скважины; поз. 6 - ПЗП; поз. 7 - вторая смесь составов ГОС и ГРС. 1 - production casing; pos. 2 - tubing; pos. 3 - perforation interval; pos. 4 - the first mixture of GOS and GDS compositions; pos. 5 - well killing fluid; pos. 6 - PPP; pos. 7 - second mixture of GOS and GRS compositions.
ВАРИАНТЫ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ MODES FOR CARRYING OUT THE INVENTION
Способ комплексной водородной термобарохимической обработки призабойной зоны продуктивного пласта скважины “TBC-EHR” осуществляют таким образом. Производят глушение скважины путем заполнения эксплуатационной колонны жидкостью для глушения скважины 5 (Фиг. 1 ), осуществляют допуск НКТ 2 и устанавливают нижний конец НКТ 2 на уровне верхних отверстий интервала перфорации 3. Предварительно подготовленные органический растворитель, выступающий в роли буфера - тетрахлорэтилен (С2С14, плотностью 1,62 г/см3) в объеме, обеспечивающим временную защиту от воды компонентов ГРС, который не вступает в реакцию с водой и не растворяется в ней, и первую смесь составов ГОС и ГРС 4, плотностью 1,15 - 1,40 г/см3 (ГОС - состоящей из ряда нитрильных полимеров) и (ГРС - имеющий в своем составе водородоброзующий катализатор), через НКТ 2 при открытом затрубном пространстве эксплуатационной колонны 1 доставляют в интервал перфорации 3 из расчета объема заполнения эксплуатационной колонны 1 от нижних до верхних отверстий интервала перфорации 3 для реализации реакций взаимодействия реагентов при обработке продуктивного пласта. При закрытом затрубном пространстве эксплуатационной колонны 1 , используя жидкость для глушения скважины 5, состав которой зависит от коллекторских свойств продуктивного пласта, а ее объем равен объему первой смеси составов ГОС и ГРС 4, производят продавливание первой смеси составов ГОС и ГРС 4 непосредственно в ПЗП 6. После этого открывают затрубное пространство эксплуатационной колонны 1 и производят следующий этап: НКТ 2 не меняют своего положения в скважине. Предварительно подготовленные органический растворитель, выступающий в роли буфера - тетрахлорэтилен (С,С14, плотностью 1,62 г/см3) в объеме, обеспечивающим временную защиту от воды и соприкосновения с компонентами первой смеси составов ГОС и ГРС 4 и компонентами второй смеси составов ГОС и ГРС 7 плотностью 1 ,45 - 1 ,80 г/см3 (ГОС - состоящей из ряда нитрильных полимеров) и (ГРС - имеющий в своем составе водородоброзующий катализатор), через НКТ 2 при открытом затрубном пространстве эксплуатационной колонны 1 доставляют в интервал перфорации 3 из расчета объема заполнения эксплуатационной колонны 1 от нижних до верхних отверстий интервала перфорации 3. При закрытом затрубном пространстве эксплуатационной колонны 1 , используя жидкость для глушения скважины 5, состав которой зависит от коллекторских свойств продуктивного пласта объемом, превышающим внутренний объем эксплуатационной колонны 1, производят продавливание второй смеси составов ГОС и ГРС 7 непосредственно в ПЗП 6. The method of complex hydrogen thermobarochemical treatment of the bottom-hole zone of the productive formation of the well "TBC-EHR" is carried out in this way. Killing the well is carried out by filling the production string with a liquid for killing well 5 (Fig. 1), tolerance of tubing 2 is carried out and the lower end of tubing 2 is set at the level of the upper holes of the perforation interval 3. A pre-prepared organic solvent acting as a buffer is tetrachlorethylene (C 2 C1 4 , with a density of 1.62 g / cm 3 ) in a volume that provides temporary protection from water for the components of the GDS, which does not react with water and does not dissolve in it, and the first mixture of the compositions of GOS and GDS 4, with a density of 1.15 - 1.40 g / cm 3 (GOS - consisting of a number of nitrile polymers) and (GDS - containing hydrogen-forming catalyst), through the tubing 2 with an open annulus of the production casing 1, they are delivered to the perforation interval 3 based on the filling volume of the production casing 1 from the lower to the upper holes of the perforation interval 3 to implement the reactions of interaction of reagents when treating the productive formation. With a closed annulus of the production string 1, using a liquid for killing well 5, the composition of which depends on the reservoir properties of the productive formation, and its volume is equal to the volume of the first mixture of the compositions of GOS and GDS 4, the first mixture of the compositions of GOS and GDS 4 is pushed directly into the bottomhole zone 6 After that, the annular space of the production string 1 is opened and the following stage is carried out: the tubing 2 does not change its position in the well. Pre-prepared organic solvent acting as a buffer - tetrachlorethylene (C, C1 4 , density 1.62 g / cm 3 ) in volume, providing temporary protection from water and contact with the components of the first mixture of compositions GOS and GRS 4 and components of the second mixture of compositions GOS and GDS 7 with a density of 1, 45 - 1, 80 g / cm 3 (GOS - consisting of a number of nitrile polymers) and (GDS - containing a hydrogen-forming catalyst), through tubing 2 with an open annulus of production casing 1 is delivered to the interval perforation 3 based on the filling volume of the production casing 1 from the lower to the upper holes of the perforation interval 3. With the closed annulus of the production casing 1, using the well killing fluid 5, the composition of which depends on the reservoir properties of the productive formation with a volume exceeding the internal volume of the production casing 1, the second mixture of the GOS and GRS 7 compositions is pushed directly into the PZP 6.
Пример практического применения технологии. An example of the practical application of technology.
Перед началом проведения работ по термобарохимической обработке ПЗП были проведены геофизические исследования скважины, проверены (изучены) фильтрационные характеристики ПЗП, текущие параметры эксплуатационных данных, которые являются определяющими при подборе смеси составов ГОС - ГРС, после чего были определены оптимальные при подборе качественного и количественного состава реагентов смеси составов (ГОС и ГРС) для проведения эффективной обработки. Before the start of the work on thermobarochemical treatment of the bottomhole formation zone, geophysical studies of the well were carried out, the filtration characteristics of the bottomhole formation zone were checked (studied), the current parameters of operational data, which are decisive in the selection of a mixture of compositions of GOS - gas distribution station, after which the optimal ones were determined when selecting the qualitative and quantitative composition of reagents mixtures of compositions (GOS and GRS) for effective processing.
Скважина расположена на нефтегазовом месторождении Adhi (Ади) в Пакистане. Закончена бурением 30.12.201 1 года с забоем 3384 м, где было вскрыто два продуктивных горизонта Khewra (Кевра). Показатели продуктивности скважины перед проведением работ следующие: Khewra (Кевра) Р устье - 10,6 атм, Т - 90 °С, Q нефти - 11,4 м3/сутки, Q газа - 4,25 тыс. м3/сутки. Пористость пласта - 7%; текущий забой - 3384 м; продуктивный пласт представлен песчаником. Интервал перфорации - 3319.5 - 3338 м. Эффективная толщина пласта - 18,5 метров. Внутренний диаметр обсадной колонны скважины в зоне перфорации - 108,6 мм, где объем на 1 погонный метр составляет 9,25 литров. Общий объем смесей составов ГОС и ГРС составляет 350 литров. На рисунке (Фиг. 1) показана установка в скважину заглушенную жидкостью глушения с плотностью 1,05 г/см3 5 НКТ 2 на уровне верхних отверстий интервала перфорации 3, а именно на отметке 3319 метров. Затем буферный раствор в виде тетрахлорэтилена (С2С14, плотностью 1,62 г/см3), объемом 25 литров и первую смесь составов ГОС - ГРС 4 объемом 175 литров, плотностью 1,21 г/см3 (ГОС - состоящей из ряда нитрильных полимеров) и (ГРС - имеющий в своем составе водородоброзующий катализатор), жидкостью глушения скважины 5 объемом 9,99 м3 при открытом затрубном пространстве эксплуатационной колонны 1 через НКТ 2 доставили в интервал перфорации 3, после чего закрыли затрубное пространство и при давлении поглощения пласта жидкостью глушения 5 продавили первую смесь составов ГОС и ГРС 4 в ПЗП 6 в соотношении ГОС и ГРС : жидкость глушения 1 : 1. The well is located in the Adhi oil and gas field in Pakistan. Completed drilling 12/30/201 1 year with a bottomhole of 3384 m, where two productive horizon Khewra (Kevra). The well productivity indicators before work are as follows: Khewra (Kevra) P mouth - 10.6 atm, T - 90 ° C, Q oil - 11.4 m 3 / day, Q gas - 4.25 thousand m 3 / day. Formation porosity - 7%; current bottom - 3384 m; the productive layer is represented by sandstone. Perforation interval - 3319.5 - 3338 m. Effective seam thickness - 18.5 meters. The inner diameter of the well casing in the perforated zone is 108.6 mm, where the volume per 1 running meter is 9.25 liters. The total volume of mixtures of GOS and GDS compositions is 350 liters. The figure (Fig. 1) shows the installation in a well plugged with a kill fluid with a density of 1.05 g / cm 3 5 tubing 2 at the level of the upper holes of the perforation interval 3, namely at 3319 meters. Then a buffer solution in the form of tetrachlorethylene (C 2 C1 4 , with a density of 1.62 g / cm 3 ), with a volume of 25 liters and the first mixture of compositions GOS - GRS 4 with a volume of 175 liters, with a density of 1.21 g / cm 3 (GOS - consisting of a number of nitrile polymers) and (GDS - containing a hydrogen-forming catalyst), a well killing fluid 5 with a volume of 9.99 m 3 with an open annulus of the production string 1 through tubing 2 was delivered to the perforation interval 3, after which the annulus was closed and under pressure formation loss by well-killing fluid 5, the first mixture of compositions GOS and GDS 4 was pushed into the bottomhole zone 6 in the ratio GOS and GDS: well-killing fluid 1: 1.
Затем открыли затрубное пространство эксплуатационной колонны 1, фиг. 2, не меняя расположение НКТ 2, через НКТ 2 жидкостью глушения скважины 5 объемом 9,99 м3, доставили в интервал перфорации 3 буферный раствор в виде тетрахлорэтилениа (С2С14, плотностью 1 ,62 г/см3) объемом 20 литров и второй смеси составов ГОС и ГРС 7 объемом 175 литров, плотностью 1,54 г/см3 (ГОС - состоящей из ряда нитрильных полимеров) и (ГРС - имеющий в своем составе водородоброзующий катализатор). Затем закрыли затрубное пространство эксплуатационной колонны 1 и при давлении поглощения пласта жидкостью для глушения 5 скважины продавили вторую смесь составов ГОС и ГРС 7 в призабойную зону продуктивного пласта 6 в соотношении ГОС и ГРС : жидкость глушения 1 :2. Then the annulus of the production string 1 was opened, Fig. 2, without changing the location of tubing 2, through tubing 2 with a kill fluid of well 5 with a volume of 9.99 m 3 , a buffer solution in the form of tetrachlorethylene (C 2 C1 4 , density 1.62 g / cm 3 ) with a volume of 20 liters was delivered to the perforation interval 3 and a second mixture of compositions GOS and GDS 7 with a volume of 175 liters, with a density of 1.54 g / cm 3 (GOS - consisting of a number of nitrile polymers) and (GDS - containing a hydrogen-forming catalyst). Then, the annulus of the production casing 1 was closed, and at the pressure of the formation absorption with the liquid for killing 5 wells, the second mixture of the compositions GOS and GDS 7 was pushed into the bottomhole zone of the productive formation 6 in the ratio GOS and GDS: kill fluid 1: 2.
Вследствие проведенных операций вторая смесь составов ГОС и ГРС 7 проникает в ПЗП 6 и вступает во взаимодействие с первой смесью составов ГОС и ГРС 4, происходит экзотермическая реакция, которая сопровождается повышением температуры, образованием горячего газа и давления в ПЗП 6. При закрытом трубном и затрубном пространстве эксплуатационной колонны 1 оставили скважину на технологическую выдержку на 6 - 10 часов. Продуктами реакции, образовавшимися в ПЗП 6, являются продукты химических реакций смесей составов ГОС и ГРС с высоким термодинамическим потенциалом химического взаимодействия, фракции с щелочной составляющей. As a result of the operations performed, the second mixture of the GOS and GDS 7 compositions penetrates into the bottomhole zone 6 and interacts with the first mixture of the GOS and GDS 4 compositions, an exothermic reaction occurs, which is accompanied by an increase in temperature, the formation of hot gas and pressure in the bottomhole zone 6. With a closed pipe and annular the space of the production string 1 left the well for the technological exposure for 6 - 10 hours. The reaction products formed in the PZP 6 are the products of chemical reactions of mixtures of GOS and GDS compositions with a high thermodynamic potential of chemical interaction, fractions with an alkaline component.
После проведения комплексного воздействия на ПЗП 6 скважина вышла на рабочий режим и достигла следующих показателей добычи: Р устье - 21 атм, Т - 104 °С, Q нефти - 29,5 м3/сутки, Q газа - 8,78 тыс. м3/сутки. After complex stimulation of the bottomhole formation zone 6, the well entered the operating mode and achieved the following production indicators: P wellhead - 21 atm, T - 104 ° C, Q oil - 29.5 m 3 / day, Q gas - 8.78 thousand m 3 / day.
Из приведенных результатов проведенных работ следует, что продуктивность добычи скважины по сравнению с показателями добычи перед проведением работ по термобарохимическому воздействию на ПЗП увеличилась на 100 - 150%. From the given results of the work performed, it follows that the production productivity of the well in comparison with the production rates before the work on thermobarochemical treatment on the bottomhole formation zone increased by 100 - 150%.
Таким образом, предлагаемый способ комплексной водородной термобарохимической обработки ПЗП скважины обеспечивает высокий термодинамический потенциал образованных газожидкостных компонентов, которые через перфорационные отверстия воздействуют на пласт, обеспечивая механическую и химическую обработку породы, удлиняя и расширяя каналы перфорации. Этот способ позволяет повысить продуктивность скважин и эффективность разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, поскольку он основан на многостадийном термогазохимическом процессе, в ходе реализации которого первичные реакции с генерированием атомарного водорода, еще на низкотемпературной стадии процесса происходят непосредственно в ПЗП с последующей фильтрацией всего объема выделенного водорода в поровое пространство, что позволяет производить предварительный разогрев ПЗП, повысить эффективность протекания реакций доставляемых реагентов с высоким термодинамическим потенциалом прохождения перфорационных каналов продуктивного пласта. При этом повышается эффективность комплексной водородной термобарохимической обработки для увеличения проницаемости ПЗП, снижения скин-фактора и увеличения производительности (дебита) скважины. Thus, the proposed method for complex hydrogen thermobarochemical treatment of the bottomhole formation zone of a well provides a high thermodynamic potential of the formed gas-liquid components, which through perforations act on the formation, providing mechanical and chemical treatment of the rock, lengthening and expanding the perforation channels. This method makes it possible to increase the productivity of wells and the efficiency of developing fields with hard-to-recover reserves, since it is based on a multi-stage thermo-gas-chemical process, during the implementation of which the primary reactions with the generation of atomic hydrogen, even at the low-temperature stage of the process, occur directly in the bottomhole formation zone, followed by filtration of the entire volume of released hydrogen into pore space, which makes it possible to preheat the bottomhole formation zone, to increase the efficiency of the reactions of the delivered reagents with a high thermodynamic potential of the perforation channels of the productive formation. This increases the efficiency of complex hydrogen thermobarochemical treatment to increase the permeability of the bottomhole formation zone, reduce the skin factor and increase the productivity (flow rate) of the well.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ CLAIM
1. Способ комплексной водородной термобарохимической обработки призабойной зоны продуктивного пласта скважины, включающий раздельно-последовательную доставку через насосно-компрессорные трубы (НКТ) гидрореагирующих, на основе состава, обеспечивающего выделение водорода, и горюче-окислительных, на основе комплексных солей, составов, при этом производят закачку первой смеси составов горюче-окислительных (ГОС) и гидрореагирующего (ГРС) и закачку второй смеси составов ГОС и ГРС различной плотности в заданном пористостью пласта объеме, отличающийся тем, что перед закачкой первой смеси составов ГОС и ГРС нижний конец НКТ располагают на уровне верхних отверстий перфорации и доставляют в интервал перфорации органический растворитель, выступающий в роли буфера, а после закачки первой смеси составов ГОС и ГРС закрывают затрубное пространство и производят ее продавливание непосредственно в призабойную зону продуктивного пласта жидкостью для глушения скважины, объем которой равен объему первой смеси составов ГОС и ГРС, после чего последовательно закачивают органический растворитель, выступающий в роли буфера, и вторую смесь составов ГОС и ГРС, затем закрывают затрубное пространство и производят продавливание второй смеси составов ГОС и ГРС непосредственно в призабойную зону продуктивного пласта жидкостью для глушения скважины, объем которой превышает объем второй смеси составов ГОС и ГРС. 1. The method of complex hydrogen thermobarochemical treatment of the bottomhole zone of the productive formation of the well, including the separate-sequential delivery through the tubing (tubing) of hydroreacting, based on a composition that provides hydrogen evolution, and combustible-oxidizing, based on complex salts, compositions, while the first mixture of combustible-oxidizing (GOS) and hydro-reactive (GDS) compositions is injected and the second mixture of GOS and GDS compositions of various densities is injected in a volume specified by the porosity of the formation, characterized in that before the injection of the first mixture of GOS and GDS compositions, the lower end of the tubing is located at the level the upper perforation holes and an organic solvent is delivered to the perforation interval, acting as a buffer, and after the injection of the first mixture of GOS and GDS compositions, the annulus is closed and it is pushed directly into the bottomhole zone of the productive formation with a liquid for killing the well, the volume of which is equal to the volume of the first mixture si compositions of GOS and GDS, after which an organic solvent acting as a buffer and a second mixture of GOS and GDS compositions are sequentially injected, then the annulus is closed and the second mixture of GOS and GDS compositions is pushed directly into the bottomhole zone of the productive formation with a liquid for killing the well, the volume of which exceeds the volume of the second mixture of GOS and GDS compositions.
2. Способ по п.1 , отличающийся тем, что плотность закачиваемой первой смеси составов ГОС и ГРС составляет 1 ,15 - 1 ,4 г/см3, а плотность второй смеси - 1,45 - 1,8 г/см3. 2. The method according to claim 1, characterized in that the density of the injected first mixture of the GOS and GDS compositions is 1, 15 - 1, 4 g / cm 3 , and the density of the second mixture is 1.45 - 1.8 g / cm 3 .
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что объем органического растворителя, выступающего в роли буфера, используемого перед закачкой первой смеси ГОС и ГРС, равен объему заполнения эксплуатационной колонны от забоя до уровня нижних отверстий перфорации, а плотность составляет не менее 1 ,9 г/см3. 3. The method according to claim 1, characterized in that the volume of the organic solvent acting as a buffer used before the injection of the first mixture of GOS and GDS is equal to the filling volume of the production string from the bottom to the level of the lower perforation holes, and the density is at least 1, 9 g / cm 3 .
PCT/UA2020/000070 2019-07-18 2020-07-15 Method for the combined hydrogen and thermobaro chemical treatment ("tbc-ehr") of the near-wellbore region of a producing formation WO2021010935A1 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
UAA201908615A UA121295C2 (en) 2019-07-18 2019-07-18 METHOD OF COMPREHENSIVE HYDROGEN THERMOBAROCHEMICAL TREATMENT OF TILLAGE ZONE OF PRODUCTIVE LAYER OF TVS-EHR
UAA201908615 2019-07-18

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2021010935A1 true WO2021010935A1 (en) 2021-01-21

Family

ID=71115414

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/UA2020/000070 WO2021010935A1 (en) 2019-07-18 2020-07-15 Method for the combined hydrogen and thermobaro chemical treatment ("tbc-ehr") of the near-wellbore region of a producing formation

Country Status (2)

Country Link
UA (1) UA121295C2 (en)
WO (1) WO2021010935A1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114215601A (en) * 2021-12-31 2022-03-22 北京派创石油技术服务有限公司 Method for producing hydrogen by using waste oil well

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2186206C2 (en) * 2001-06-01 2002-07-27 Общество с ограниченной ответственностью "Передовые технологии" Method of formation treatment
US6488086B1 (en) * 2000-08-23 2002-12-03 Evgeniy Venediktovich Daragan Method of thermochemical treatment of a producing formation and combustible-oxidizing compound (COC) for realizing the same
RU2628342C1 (en) * 2016-06-21 2017-08-16 Общество с ограниченной ответственностью "Петробуст" Method for complex hydrogen thermo-barochemical processing of production formation

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6488086B1 (en) * 2000-08-23 2002-12-03 Evgeniy Venediktovich Daragan Method of thermochemical treatment of a producing formation and combustible-oxidizing compound (COC) for realizing the same
RU2186206C2 (en) * 2001-06-01 2002-07-27 Общество с ограниченной ответственностью "Передовые технологии" Method of formation treatment
RU2628342C1 (en) * 2016-06-21 2017-08-16 Общество с ограниченной ответственностью "Петробуст" Method for complex hydrogen thermo-barochemical processing of production formation

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114215601A (en) * 2021-12-31 2022-03-22 北京派创石油技术服务有限公司 Method for producing hydrogen by using waste oil well
CN114215601B (en) * 2021-12-31 2024-01-26 北京派创石油技术服务有限公司 Method for producing hydrogen by using abandoned oil well

Also Published As

Publication number Publication date
UA121295C2 (en) 2020-04-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Turta et al. Field foam applications in enhanced oil recovery projects: screening and design aspects
RU2263774C2 (en) Mehtod for obtaining hydrocarbons from rock rich in organic compounds
US4078610A (en) Low friction loss method for fracturing a subterranean geothermal earth formation
RU2671880C1 (en) Method of extraction of oil-kerogen containing reservoirs and technological complex for its implementation
RU2344280C1 (en) Method of high-viscosity oils and bitumens pools development by straight-horizontal wells
RU2060378C1 (en) Method for developing oil stratum
RU2694328C1 (en) Method for intensification of extraction of gaseous hydrocarbons from nonconventional low-permeable gas-bearing formations of shale plays/formations and a technological complex for its implementation
MX2011003125A (en) Method for recovering heavy/viscous oils from a subterranean formation.
US10947827B2 (en) Method for exerting a combined effect on the near-wellbore region of a producing formation
Hallam et al. Thermal recovery of bitumen at Wolf Lake
Turta In situ combustion
WO2021010935A1 (en) Method for the combined hydrogen and thermobaro chemical treatment ("tbc-ehr") of the near-wellbore region of a producing formation
RU2386801C1 (en) Method of high-viscosity oil pool development with usage of in-situ combustion
EP2431567A2 (en) Methods for producing oil and/or gas
RU2066744C1 (en) Method for intensification of oil recovery
RU2433258C1 (en) Method of thermal gas formation treatment
RU2109133C1 (en) Method for development of deposit with hard-to-recover oil reserves
WO2017222426A1 (en) Method for the combined hydrogen thermobarochemical treatment of a producing formation
RU2645058C1 (en) Method for development of high-viscous oil deposit with cyclic steam soaking
UA137362U (en) METHOD OF COMPREHENSIVE HYDROGEN THERMOBAROCHEMICAL TREATMENT OF TILLAGE ZONE OF PRODUCTIVE LAYER OF TVS-EHR
Viktorovich et al. Advanced stimulation technologies for enhanced unconventional oil and gas recovery
RU2672272C2 (en) Method for developing super-viscous oil deposits
RU2636988C1 (en) Method of extracting oil, gas, condensate from well
Kantzas et al. Preliminary laboratory evaluation of cold and post-cold production methods for heavy oil reservoirs part b: reservoir conditions
RU2801030C2 (en) Method for developing deposits of hard-to-recover hydrocarbons

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 20840179

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 20840179

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1