RU2066744C1 - Method for intensification of oil recovery - Google Patents
Method for intensification of oil recovery Download PDFInfo
- Publication number
- RU2066744C1 RU2066744C1 RU93032009A RU93032009A RU2066744C1 RU 2066744 C1 RU2066744 C1 RU 2066744C1 RU 93032009 A RU93032009 A RU 93032009A RU 93032009 A RU93032009 A RU 93032009A RU 2066744 C1 RU2066744 C1 RU 2066744C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- reservoir
- well
- rock
- formation
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Настоящее предполагаемое изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности и может быть применено при добыче углеводород из терригенных и карбонатных коллекторов, преимущественно с высокой их водонасыщенностью, а также при повышенной вязкости нефти в пластовых условиях. Способ базируется на снижении водонасыщенности породы в призабойной зоне пласта, за счет чего повышается фазовая проницаемость породы для углеводородов и одновременно с этим за счет повышения температуры снижается вязкость нефти, что способствует снижению фильтрационных сопротивлений притоку углеводородов к скважине и увеличению ее дебита. The present alleged invention relates to the oil and gas industry and can be used in hydrocarbon production from terrigenous and carbonate reservoirs, mainly with high water saturation, as well as with increased oil viscosity in reservoir conditions. The method is based on reducing the water saturation of the rock in the bottom-hole zone of the formation, due to which the phase permeability of the rock to hydrocarbons increases and, at the same time, the viscosity of the oil decreases due to the temperature increase, which helps to reduce filtration resistance to the flow of hydrocarbons to the well and increase its flow rate.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта влагопоглотителями для снижения водонасыщенности породы в этой зоне и увеличения притока нефти (Кателинин Н. Д. Дунаев Н.П. Фаин Ю.Б. "Обработка скважин жидкими влагопоглотителями для снижения водонасыщенности призабойной зоны". Нефтяное хозяйство, N 9, 1980, с. 38-42). Согласно этому способу в пласт закачивают жидкие влагопоглотители: спирты (в основном, метиловый), ацетон, спирто-бензольные смеси и др. хорошо растворимые в воде и уменьшающие поверхностное натяжение водного раствора на границе с нефтью и скелетом пласта-коллектора. A known method of treating the bottom-hole zone of the formation with water absorbers to reduce the water saturation of the rock in this zone and increase the influx of oil (Katelinin ND Dunaev NP Fain Yu.B. "Well treatment with liquid desiccants to reduce the water saturation of the bottom-hole zone." Oil industry,
Недостатком данного способа является то, что при применении приведенных выше жидкостей не всегда возможно их проникновение в отдельные участки продуктивного пласта, поэтому сильно заглинизированные интервалы, имеющие повышенную водонасыщенность породы, остаются без воздействия на них влагопоглотителя; применение данного способа не позволяет оказывать длительного воздействия на вязкость пластовой нефти, т.к. обработка ПЗП осуществляется без увеличения температуры породы; применение ряда жидких влагопоглотителей (например, метанола) осложняется их повышенной токсичностью, дополнительными затратами на охрану окружающей среды. The disadvantage of this method is that when using the above fluids, it is not always possible to penetrate into separate areas of the reservoir, therefore, highly clayed intervals with increased water saturation of the rock remain without exposure to a desiccant; the application of this method does not allow long-term effects on the viscosity of the reservoir oil, because processing of PZP is carried out without increasing the temperature of the rock; the use of a number of liquid desiccants (for example, methanol) is complicated by their increased toxicity and additional environmental costs.
Известен способ воздействия на породу продуктивного пласта (патент США N 3948323, E 21 B 43/24, опубл. 06.04.1976), согласно которому в пласт одновременно закачивают нагретый и смешанный на поверхности с газом теплоноситель, а затем чередуют закачку одного нагретого на поверхности газа с закачкой смеси теплоносителя и газа. Способ позволяет повысить температуру породы и насыщающей ее нефти; снижение вязкости нефти обеспечивает увеличение темпа ее притока к скважине. Недостатком данной технологии является то, что в пласт закачивают в большом количестве теплоноситель: горячую воду, пар. Повышенное содержание внесенной в пласт влаги, ее перенос в глубь пласта создают барьеры из оторочек с большой водонасыщенностью породы, что может вызвать набухание содержащегося в породе глинистого материала; при добыче нефти оторочки с повышенной водонасыщенностью будут перемещаться обратно в призабойную зону пласта, создавая здесь повышенные фильтрационные сопротивления. A known method of influencing the rock of a productive formation (US patent N 3948323, E 21
Целью предлагаемой технологии является интенсификация притока углеводородов за счет одновременного снижения водонасыщенности породы в призабойной зоне пласта и вязкости жидких углеводородов. The aim of the proposed technology is to intensify the influx of hydrocarbons by simultaneously reducing the water saturation of the rock in the bottomhole formation zone and the viscosity of liquid hydrocarbons.
Поставленная цель достигается за счет того, что перед нагревом породы вокруг скважины, в продуктивный пласт закачивают газ и создают вокруг скважины оторочку с содержанием газа в порах выше предельно возможной для его обратной фильтрации к скважине, а после нагрева породы и выдержки скважины закрытой осуществляют регулируемый отбор из скважины закачанного газа и пластовых флюидов;
перед закачкой газа и (или) после закачки газа в продуктивный пласт в нем вокруг скважины создают оторочку из жидких легких углеводородов (например, углеводородного конденсата) или газированной легкой углеводородной жидкости;
закачиваемый в скважину газ перед этим осушают от паров воды;
в качестве закачиваемого газа применяют углекислый газ или его смесь с другими газами (углеводородным газом, азотом, воздухом и др.);
часть поступающего к скважине углеводородного газа сжигают в газовой горелке, причем выходящие из нее дымовые газы осушают от воды и смешивают с остальной частью поступающего углеводородного газа, и образующуюся смесь газов направляют в скважину;
породу вокруг скважины нагревают за счет тепла, выделяющегося в результате химических реакций между закачанными реагентами (например, аммиаком и соляной кислотой), причем, в пласт их подают в смеси с газом (углекислым, углеводородным, азотом, воздухом и др.);
перед закачкой в скважину газа в верхнем интервале продуктивного пласта гидравлическим разрывом создают горизонтальную трещину, через которую затем осуществляют закачку газа, а нагрев породы и отбор нефти осуществляют в интервале пласта, расположенном ниже горизонтальной трещины);
перед закачкой в скважину газа в продуктивном пласте гидравлическим разрывом создают вертикальную трещину, через которую затем осуществляют закачку газа, нагрев породы и отбор нефти;
вертикальную трещину в продуктивном пласте ориентируют в сторону отложений, имеющих повышенную проницаемость породы нефтенасыщенного коллектора;
при горизонтальном расположении ствола скважины в среднем или в нижнем интервалах продуктивного пласта, газовую оторочку создают в прикровельном интервале данного пласта и затем нагревают породу вокруг горизонтального ствола скважины, после чего из него отбирают нефть;
при горизонтальном расположении ствола скважины в верхнем интервале продуктивного пласта, газовую оторочку создают в приподошвенном интервале данного пласта и затем нагревают породу вокруг горизонтального ствола скважины, после чего из него отбирают нефть;
перед закачкой газа в продуктивный пласт вводят смесь газа с кислотным раствором;
после закачки газа для нагрева призабойной зоны пласта последовательно закачивают в пласт суспензию на основе алюминиевой пудры и легкой углеводородной жидкости, соляной кислоты, раствора карбамида, соляной кислоты.This goal is achieved due to the fact that before heating the rock around the well, gas is pumped into the reservoir and a rim is created around the well with the gas content in the pores above the maximum possible for its backfiltration to the well, and after heating the rock and keeping the well closed, carry out controlled selection from a well of injected gas and formation fluids;
before injecting gas and (or) after injecting gas into the reservoir in it, a rim of liquid light hydrocarbons (for example, hydrocarbon condensate) or carbonated light hydrocarbon liquid is created around the well in it;
the gas injected into the well before this is drained from water vapor;
carbon dioxide or its mixture with other gases (hydrocarbon gas, nitrogen, air, etc.) is used as the injected gas;
part of the hydrocarbon gas entering the well is burned in a gas burner, the flue gases leaving it are drained from water and mixed with the rest of the incoming hydrocarbon gas, and the resulting gas mixture is sent to the well;
the rock around the well is heated due to the heat generated as a result of chemical reactions between the injected reagents (for example, ammonia and hydrochloric acid), moreover, they are fed into the formation mixed with gas (carbon dioxide, hydrocarbon, nitrogen, air, etc.);
before pumping gas into the well in the upper interval of the reservoir by hydraulic fracturing, a horizontal crack is created, through which gas is then pumped, and the rock is heated and oil is taken in the interval of the reservoir located below the horizontal crack);
before the gas is injected into the well in the reservoir, a vertical fracture is created by hydraulic fracturing, through which gas is then pumped, the rock is heated and oil is taken;
a vertical crack in the reservoir is oriented towards deposits having increased permeability of the oil-saturated reservoir rock;
with a horizontal location of the wellbore in the middle or lower intervals of the reservoir, a gas rim is created in the bedside interval of the reservoir and then the rock is heated around the horizontal wellbore, after which oil is removed from it;
with a horizontal location of the wellbore in the upper interval of the reservoir, a gas rim is created in the bottom interval of the reservoir and then the rock is heated around the horizontal wellbore, after which oil is removed from it;
before injecting gas into the reservoir, a mixture of gas with an acid solution is introduced;
after gas injection for heating the bottom-hole zone of the formation, a suspension is sequentially pumped into the formation based on aluminum powder and light hydrocarbon liquid, hydrochloric acid, a solution of urea, hydrochloric acid.
Предлагаемая технология отличается от известных тем, что объем газа, закачиваемого в пласт в виде оторочки, берется с учетом создания в зоне закачки газонасыщенности, позволяющей затем этот газ извлекать обратно, при этом закачанный ранее газ, двигаясь к скважине, проходит через нагретую в призабойной зоне пласта породу и нагревается, за счет чего повышается его влагоемкость и происходит испарение воды, содержащейся в порах породы (внесенной при бурении, пластовой, связанной), снижается водонасыщенность породы и повышается ее фазовая проницаемость для углеводородов (нефти, газа). Поступающая затем в осушенную от влаги и нагретую зону вокруг скважины нефть нагревается при контакте с горячей породой, вследствие чего вязкость нефти снижается. The proposed technology differs from the known ones in that the volume of gas injected into the formation in the form of a rim is taken into account the creation of gas saturation in the injection zone, which then allows it to be extracted back, while the previously pumped gas moving to the well passes through the heated in the bottom-hole zone formation and the rock is heated, thereby increasing its moisture capacity and the evaporation of water contained in the pores of the rock (introduced during drilling, formation, associated), decreases the water saturation of the rock and increases its phase itsaemost hydrocarbons (oil and gas). The oil then entering the moisture-dried and heated zone around the well heats up when it comes in contact with hot rock, as a result of which the viscosity of the oil decreases.
Поскольку в течение определенного времени после обработки скважины оба данных фактора (повышение фазовой проницаемости и снижение вязкости нефти) проявляются одновременно, то в этот период отношение фазовой проницаемости к вязкости флюида (нефти), Kф/μф, остается намного (в несколько раз) выше, чем перед проведением работ по интенсификации притока нефти. Так, например, если водонасыщенность породы в призабойной зоне скважины за счет осушки снижается от Sb1=0,4 до Sb2=0,15, то относительная фазовая проницаемость при фильтрации нефти возрастает от Кф1=0,2 до Kф2=0,8 (см. Пыхачев Г.Б. Подземная гидравлика. М. Гостоптехиздат, 1961, с. 98, рис. 26). Если одновременно с этим температура нефти, притекающей к скважине и проходящей через зону с повышенной температурой, увеличивается от T1=294 K (21oС) до Т2=333 K (60oC), то вязкость нефти уменьшается тоже в несколько раз (например, от μф1= 18 мПа•с до μф2 = 5мПа•с, см. Романенко Н.В. и др. Опыт разработки низкопроницаемых коллекторов с применением методов тепловоздействия. М. ВНИИОЭНГ, 1990. обзор. информ. Сер."Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, с.5, рис.2).Since for a certain time after well treatment both of these factors (increase in phase permeability and decrease in oil viscosity) appear simultaneously, then during this period the ratio of phase permeability to fluid viscosity (oil), K f / μ f , remains much (several times) higher than before the intensification of oil inflow. So, for example, if the water saturation of the rock in the bottomhole zone of the well due to drying decreases from S b1 = 0.4 to S b2 = 0.15, then the relative phase permeability during oil filtration increases from K f1 = 0.2 to K f2 = 0 , 8 (see Pykhachev GB Underground hydraulics. M. Gostoptekhizdat, 1961, p. 98, Fig. 26). If at the same time the temperature of the oil flowing into the well and passing through the zone with elevated temperature increases from T 1 = 294 K (21 ° C) to T 2 = 333 K (60 ° C), then the viscosity of the oil also decreases several times (e.g., Q-1 =
При радиусе обработанной зоны R увеличение коэффициента продуктивности скважины по нефти можно найти из выражения:
η1, η2 коэффициенты продуктивности скважины до и после обработки ПЗП; Rc радиус скважины; Kф0;μф0- соответственно фазовая проницаемость породы при фильтрации нефти и вязкость нефти за пределами зоны воздействия на пласт при R1≅R≅Rк.With the radius of the treated zone R, an increase in the well productivity coefficient for oil can be found from the expression:
η 1 , η 2 well productivity coefficients before and after treatment of the bottom-hole formation; R c is the radius of the well; K f0 ; μ f0 , respectively, the phase permeability of the rock during oil filtration and the viscosity of the oil outside the formation impact zone at R 1 ≅ R≅R k .
Для лучшей очистки призабойной зоны пласта от смолистых отложений, а также предотвращения выпадения из пластовой нефти смол перед закачкой газа в пласт вводится оторочка из легких жидких углеводородов (например, углеводородный конденсат или газированная легкая углеводородная жидкость); легкие жидкие углеводороды (в том числе газированные) в некоторых случаях целесообразно вводить и после закачки газа, что способствует лучшей очистке призабойной зоны пласта от твердых отложений, которые могли образоваться в этой зоне в период закачки газа, а также для интенсификации очистки пор и переноса тепла парами конденсата, образующимися при нагреве призабойной зоны пласта. To better clean the bottom-hole zone of the formation from tarry deposits, as well as to prevent the formation of tar from the formation oil, resins of light liquid hydrocarbons (for example, hydrocarbon condensate or carbonated light hydrocarbon liquid) are introduced into the formation before gas injection; light liquid hydrocarbons (including carbonated ones) in some cases it is advisable to introduce after gas injection, which contributes to better cleaning of the bottom-hole formation zone from solid deposits that could have formed in this zone during gas injection, as well as to intensify pore cleaning and heat transfer condensate vapors formed during heating of the bottomhole formation zone.
Процесс осушки породы обратным потоком газа, движущегося через нагретую призабойную зону пласта к скважине, интенсифицируется при введении перед нагревом этой зоны в пласт оторочки осушенного от паров воды газа, а также при использовании для закачки в пласт углекислого газа или его смеси с другими газами (например, углеводородным газом, азотом, воздухом); эффективным может быть также использования для закачки в пласт перед нагревом призабойной зоны дымовых газов, образующихся при сгорании части поступающего к скважине углеводородного газа. Нагрев породы вокруг скважины можно осуществлять различными способами (например, закачкой теплоносителя), однако в ряде случаев может быть эффективным использование тепла, образующегося в результате химических реакций между реагентами, последовательно вводимыми в призабойную зону пласта, в том числе в смеси с газом. Это исключает ввод в пласт в больших объемах воды (что, например, имеет место при закачке только горячей воды или пара). The process of drying the rock with a reverse flow of gas moving through the heated bottom-hole zone of the formation to the well is intensified when the edges of the gas dried from water vapor are introduced into the formation before heating this zone, and when carbon dioxide or its mixture with other gases is used to inject into the formation (for example hydrocarbon gas, nitrogen, air); it can also be effective to use for injection into the formation before heating the bottom-hole zone of flue gases generated during the combustion of part of the hydrocarbon gas entering the well. Rock heating around the well can be carried out in various ways (for example, by pumping coolant), however, in some cases it can be efficient to use the heat generated as a result of chemical reactions between reagents sequentially introduced into the bottomhole formation zone, including in a mixture with gas. This eliminates the introduction into the reservoir in large volumes of water (which, for example, occurs when only hot water or steam is injected).
Предлагаемая технология может быть эффективной в низкопроницаемых породах. Для этого предварительно перед закачкой газа в призабойной зоне создаются трещины горизонтальная или вертикальная. Способ применим также при горизонтальном расположении ствола скважины в продуктивном пласте, при этом газовая оторочка создается в верхнем или нижнем интервалах продуктивного пласта. The proposed technology can be effective in low permeability rocks. To this end, horizontal or vertical cracks are created prior to gas injection in the bottomhole zone. The method is also applicable when the horizontal location of the wellbore in the reservoir, while the gas rim is created in the upper or lower intervals of the reservoir.
Способ осуществляется следующим образом (см. чертежи фиг.1-12). В состав рассматриваемых схем осуществления способа входят: скважина 1, колонна лифтовых труб 2, компрессор 3, 46, продуктивный пласт 4, оторочка с газонасыщенностью породы выше предельно возможной для фильтрации газа 5, теплогенератор 6, теплообменник 7, емкость 8, насосный агрегат 9, 45, съемный скважинный обратный клапан 10, нагретая зона пласта 11, обратный клапан 12, задвижки 13, регулируемый клапан (штуцер) 14, манометры 15, расходомеры 16, оторочка из жидких легких углеводородов 17, установка осушки газа 18, оторочка из диоксида углерода 19, трубопровод 20, насосная (компрессорная) установка 21, газовая горелка 22, теплообменник 23, газосепаратор 24, эжектор 25, насосные агрегаты 26 и 27, эжектор 28, насосный агрегат 29, горизонтальная трещина 30, пакеры 31 и 32, обратный клапан 33, нагретая призабойная зона пласта 34, вертикальная трещина 35, горизонтальный ствол в среднем или нижнем интервале пласта 36, газовая оторочка в прикровельном интервале пласта 37, пакер 38, окружающая горизонтальный ствол зона пласта 39, горизонтальный ствол в верхнем интервале продуктивного пласта 40, газовая оторочка в приподошвенном интервале продуктивного пласта 41, пакер 42, окружающая горизонтальный ствол зона пласта 43. The method is as follows (see drawings 1-12). The structure of the considered process implementation schemes includes: a
На фиг.1 (а, б) представлена технология интенсификации добычи нефти, основанная на проведении последовательной закачки в призабойную зону пласта оторочки газа, нагрева породы вокруг скважины и последующего регулируемого отбора из скважины закачанного газа и пластовых флюидов. Figure 1 (a, b) shows the technology of intensification of oil production, based on the sequential injection of gas rims into the bottom-hole zone of the formation, heating the rock around the well and subsequent controlled selection of the injected gas and formation fluids from the well.
В скважину 1 (см. фиг.1, а) по колонне лифтовых труб 2 при помощи компрессора 3 закачивается в продуктивный пласт 4 газ и вокруг скважины создается оторочка 5, в которой газонасыщенность породы выше предельно возможной для фильтрации газа к скважине, затем осуществляют нагрев призабойной зоны пласта, для чего при помощи теплогенератора 6 и теплообменника 7 производится нагрев теплоносителя и подача его в скважину, при этом теплоноситель (например, углеводородная жидкость) из емкости 8 насосным агрегатом 9 подается через теплообменник 7 и колонну лифтовых труб и установленный в скважине съемный обратный клапан 10 в продуктивный пласт, в котором вокруг скважины образуется нагретая зона 11. На выкиде всех агрегатов устанавливаются обратные клапаны 12. (Нагрев породы вокруг скважины можно осуществлять и другими известными способами, с учетом геолого-технических особенностей объекта: конструкции скважины, глубины залегания продуктивного пласта, свойств пласта-коллектора, наличия технических средств). После этого отсоединяют агрегаты, скважину 1 закрывают на устье и оставляют на 2-3 суток для перераспределения температуры по всему объему призабойной зоны пласта и охвата воздействием тепла и слабопроницаемых и заглинизированных интервалов, а затем скважину подключают к системе нефтегазосбора (фиг.1, б), открывают задвижки 13 на устье скважины и с помощью регулируемого клапана или штуцера 14 устанавливают заданный режим отбора продукции из скважины, контролируют работу скважины с помощью манометров 15 и расходомеров 16. In the well 1 (see Fig. 1, a) through a string of
При продвижении газа в породе через нагретую зону 11 испаряется содержащаяся здесь влага, парами испаряющейся воды донасыщается движущийся газ до равновесного при данных значениях температуры и давления величин. Средняя водонасыщенность породы S(τ) в призабойной зоне в пределах кольца, ограниченного значениями радиуса Rc и R1 (здесь Rc радиус скважины, R1 радиус нагретой зоны вокруг скважины) может быть определена по формуле:
где So средняя водонасыщенность породы в призабойной зоне перед началом движения газа к скважине; Qг дебит газа (м3/сут); τ время, (сут); W1, W2 средняя за время t влагоемкость газа (кг/м3) соответственно в пределах призабойной зоны (при Rc≅r≅R1) и на ее внешней границе (при r=R1); p=3,14; m пористость; h толщина продуктивного пласта; ρ плотность воды, кг/м3.When the gas moves in the rock through the
where S o the average water saturation of the rock in the bottomhole zone before the start of gas movement to the well; Q g gas flow rate (m 3 / day); τ time, (days); W 1 , W 2 is the average gas moisture capacity over time t (kg / m 3 ), respectively, within the bottom-hole zone (at R c cr≅R 1 ) and at its outer boundary (at r = R 1 ); p = 3.14; m porosity; h is the thickness of the reservoir; ρ water density, kg / m 3 .
Значения влагоемкости газа при различных величинах давления (Р) и температуры (Т) можно найти по формулам или графикам (см. например, Гиматудинов Ш. К. Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М. Недра, 1982, с. 166, рис.IV.12). Values of gas moisture capacity at various values of pressure (P) and temperature (T) can be found by formulas or graphs (see, for example, Gimatudinov Sh. K. Shirkovsky A.I. Physics of oil and gas reservoir. M. Nedra, 1982, p. 166, Fig. IV.12).
На фиг. 2 представлена технология, отличающаяся от предыдущей тем, что перед закачкой и(или) после закачки газа в пласте создается оторочка из жидких легких углеводородов или газированной легкой углеводородной жидкости. In FIG. Figure 2 shows a technology that differs from the previous one in that before the injection and (or) after gas injection in the formation, a rim is created from liquid light hydrocarbons or carbonated light hydrocarbon liquid.
В скважину 1 по колонне лифтовых труб 2 закачивают при помощи насосного агрегата 9 расчетный объем жидких легких углеводородов и создают из них оторочку 17. Затем нагнетают газ при помощи компрессора 3. Оторочка жидких легких углеводородов продвигается газом, после чего создается оторочка 5 насыщенной газом породы. После этого нагревают призабойную зону пласта 11, например, закачкой в эту зону углеводородной жидкости, нагретой при помощи теплогенератора 6 и теплообменника 7 (либо другим известным способом). Выдерживают скважину закрытой в течение 2-3 суток, после чего осуществляют регулируемый отбор закачанной углеводородной жидкости, газа и пластовых флюидов. The calculated volume of liquid light hydrocarbons is pumped into the
На фиг.3 представлена технология, согласно которой закачиваемый в пласт газ перед сжатием и подачей в скважину осушают от паров воды. Для этого газ, поступающий в компрессор 3, проходит через передвижную установку осушки газа 18. В остальном технология аналогична описанной выше. Применение осушки подаваемого в пласт газа целесообразно в тех случаях, когда поступающий к скважине природный газ имеет высокое влагосодержание, более (3-5)•10-3 кг/м3.Figure 3 presents the technology according to which the gas injected into the reservoir before being compressed and supplied to the well is drained from water vapor. For this, the gas entering the
На фиг. 4 представлена технология, согласно которой перед нагревом призабойной зоны пласта вокруг скважины создают оторочку 19 из диоксида углерода или его смеси с другими газами. Диоксид углерода может быть закачан в пласт в жидком виде (при температуре закачки tз<tкр и давлении Pз>Ps, где tкр критическая температура, tкр=31oC; Ps давление конденсации CO2 при температуре tз), либо в газообразном виде (при tз>31oC или при tз<31oС и Рз<Ps).In FIG. 4 shows the technology according to which before heating the bottom-hole zone of the formation around the well, a rim 19 is made of carbon dioxide or its mixture with other gases. Carbon dioxide can be injected into the reservoir in liquid form (at an injection temperature t s <t cr and pressure P s > P s , where t cr is the critical temperature, t cr = 31 o C; P s condensation pressure of CO 2 at a temperature t s ), either in gaseous form (at t s > 31 o C or at t s <31 o C and P s <P s ).
По трубопроводу 20 диоксид углерода (жидкий или газообразный) от насосной (или компрессорной) установки 21 подается в колонну лифтовых труб (в скважину) и продвигается по пласту, оттесняя нефть от призабойной зоны скважины. Если подавался в пласт жидкий CO2, то при последующем нагреве призабойной зоны он переходит в газообразное состояние. Растворимость воды в газообразном CO2 очень высокая. Например, при давлении Р=5,1 МПа и температуре t=100oC, она составляет В=0,87 кг/м3 (см. Ибрагимов Г.З. и др. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. М. Недра, 1991, с. 210, табл. 5.1).Through the
На фиг.5 представлена технология, согласно которой часть поступающего к скважине углеводородного газа сжигают в газовой горелке 22, выходящие из нее дымовые газы после охлаждения в теплообменнике 23 и очистки в газосепараторе 24 смешивают при помощи эжектора 25 (или нескольких последовательно установленных эжекторов), с остальной частью поступающего углеводородного газа и смесь газов направляют в скважину для создания в пласте оторочки газонасыщенной породы 5. Figure 5 presents the technology according to which part of the hydrocarbon gas entering the well is burned in a
На фиг.6 представлена технология, согласно которой после закачки в пласт оторочки газа 5, последовательно закачивают при помощи насосных агрегатов 26 и 27 реагенты, реагирующие при их смешивании в призабойной зоне пласта 11 с выделением тепла; для лучшего перемешивания в пласте и последующей осушки породы от влаги, закачиваемые реагенты на поверхности смешивают с газом (газируют) при помощи эжектора 28, на рабочее сопло которого подают жидкость (реагент в жидкой фазе), от насосных агрегатов 26 и 27, а в камеру низкого давления эжектора 28 газ (либо природный углеводородный газ от промысловой газосборной сети, либо от компрессора 3 углеводородный газ, воздух или другие газы). Figure 6 presents the technology according to which, after the
На фиг. 7 (а, б, в) представлена технология, предусматривающая перед закачкой в скважину газа создание в верхнем интервале продуктивного пласта при помощи насосного агрегата 29 гидравлическим разрывом горизонтальной трещины 30 и закрепление ее песком. Для этого в скважине устанавливают два пакера: один пакер 31 выше продуктивного пласта, второй пакер 32 на расстоянии 2-4 м ниже кровли продуктивного пласта, а также обратный клапан 33 (фиг.7а). После этого пакер 31 и обратный клапан 33 снимают, и при установленном пакере 32 нагревают в горизонтальную трещину 30 газ, а затем нагревают призабойную зону пласта 34 в интервале ниже пакера 32 (фиг.7б). После выдержки скважины закрытой в течение 2-5 суток, ее пускают в работу по колонне лифтовых труб 2 с установленным пакером 32 ниже горизонтальной трещины 30 (фиг. 7в). Закачанный через горизонтальную трещину 30 в верхний интервал низкопроницаемого пласта газ при движении к скважине проходит сверху вниз по призабойной зоне пласта, охватывает вытеснением большой объем породы в призабойной зоне, способствуя очистке и осушке низкопроницаемых и сильно заглинизированных интервалов продуктивного пласта, которые другими способами освоить и начать добывать из них продукцию не представляется возможным. In FIG. 7 (a, b, c), a technology is presented that involves creating gas in the upper interval of the reservoir by pumping
На фиг.8 представлена технология, согласно которой перед закачкой газа в продуктивном пласте гидравлическим разрывом при помощи насосного агрегата 29 создают вертикальную трещину 35, через которую затем последовательно осуществляют закачку газа, нагрев породы, например, путем закачки теплоносителя, и отбор продукции. On Fig presents the technology according to which before the injection of gas in the reservoir by hydraulic fracturing using the
В неоднородном пласте, при наличии за пределами данной скважины зоны с повышенной проницаемостью, положение вертикальной трещины ориентируют так, чтобы трещина была направлена в сторону отложений с повышенной проницаемостью нефтенасыщенной породы. In a heterogeneous formation, if there is a zone with increased permeability outside the well, the position of the vertical fracture is oriented so that the fracture is directed towards deposits with increased permeability of oil-saturated rock.
На фиг.9 представлена технология, при которой в случае расположения горизонтального ствола 36 в среднем или нижнем интервалах продуктивного пласта, газовую оторочку 37 создают в прикровельном интервале данного пласта, для чего в вертикальном стволе выше горизонтального ствола устанавливают пакет 38, нагнетают в верхний интервал газ, а затем нагревают окружающую горизонтальный ствол зону пласта 39. Figure 9 presents the technology in which, in the case of the
На фиг.10 представлена технология, предусматривающая в случае расположения горизонтального ствола 40 в верхнем интервале продуктивного пласта, газовую оторочку 41 создать в приподошвенном интервале данного пласта, для чего в вертикальном стволе ниже горизонтального ствола устанавливают пакер 42 и нагнетают газ в нижний интервал пласта, а затем нагревают окружающую горизонтальный ствол зону пласта 43 и отбирают через него нефть. Figure 10 presents the technology, providing for the location of the
На фиг.11 представлена технология, согласно которой в пласт перед закачкой газа закачивают смесь газа с кислотным раствором. Для этого (фиг.11) в эжектор 44 подают от насосного агрегата 45 на рабочее сопло раствор соляной кислоты, а в камеру низкого давления эжектора газ от компрессора 46 или из промысловой газосборной сети, либо газ от компрессора 46 подают на рабочее сопло эжектора 44, а в камеру низкого давления данного эжектора подают раствор соляной кислоты от насосного агрегата 45. Выкид эжектора соединен с колонной лифтовых труб, по которым газожидкостная смесь (раствора соляной кислоты и газа) поступает в пласт. Данная технология предназначается преимущественно для пластов, коллектор которых содержит карбонатный материал, а также может быть использована в случаях, когда в пласт вводятся реагенты, реагирующие с соляной кислотой для выделения тепла в призабойной зоне пласта. Figure 11 presents the technology according to which a mixture of gas with an acid solution is pumped into the formation before gas injection. To this end (Fig. 11), a solution of hydrochloric acid is supplied to the
На фиг. 12 представлена технология, согласно которой после закачки в пласт газа (или последовательной закачки смеси газа с раствором соляной кислоты и затем только одного газа), для нагрева призабойной зоны пласта последовательно закачивают оторочки: суспензии на основе алюминиевой пудры и легкой углеводородной жидкости, буферной жидкости, соляной кислоты, раствора карбамида и повторно соляной кислоты. При такой последовательности закачки данных реагентов, вследствие перемешивания в пласте оторочек, содержащих закачанную алюминиевую пудру и соляную кислоту и химической реакции алюминия с соляной кислотой, образуется водород (H2) и выделяется тепло, повышается температура в зоне перемешивания. Количество реагирующих компонентов выбирают из расчета, чтобы температура в этой зоне повысилась не менее, чем до 150oС. Передвигающаяся затем в ПЗП оторочка карбамида нагревается за счет контакта с нагретой породой и при температуре, равной 150oС разлагается на аммиак (NH3) и углекислый газ (CO2). Поступающая затем в ПЗП соляная кислота реагирует с аммиаком с выделением тепла и образованием хлористого аммония (NH4Cl). При отборе продукции из скважины все образовавшиеся в призабойной зоне пласта компоненты (H2, CO2, NH3, NH4Cl) способствуют очистке и осушке породы от воды, а также снижению вязкости нефти, снижению поверхностного натяжения на границе фаз, что положительно отражается на дебите скважины.In FIG. 12 shows the technology according to which, after injecting gas into the formation (or sequentially injecting a mixture of gas with a solution of hydrochloric acid and then only one gas), rims are sequentially injected to heat the bottom-hole zone of the formation: suspensions based on aluminum powder and light hydrocarbon liquid, buffer liquid, hydrochloric acid, a solution of urea and re-hydrochloric acid. With this sequence of injection of these reagents, as a result of mixing in the formation of rims containing pumped aluminum powder and hydrochloric acid and a chemical reaction of aluminum with hydrochloric acid, hydrogen (H 2 ) is formed and heat is released, the temperature in the mixing zone rises. The number of reacting components is selected so that the temperature in this zone rises to no less than 150 o C. The urea rim moving then in the PPP is heated by contact with the heated rock and decomposes into ammonia (NH 3 ) at a temperature of 150 o С and carbon dioxide (CO 2 ). Hydrochloric acid, which then enters the PZP, reacts with ammonia to produce heat and produce ammonium chloride (NH 4 Cl). When selecting products from the well, all components formed in the bottomhole formation zone (H 2 , CO 2 , NH 3 , NH 4 Cl) contribute to the cleaning and drying of the rock from water, as well as lowering the viscosity of oil, lowering surface tension at the phase boundary, which is positively reflected at the flow rate of the well.
Примеры осуществления способа. Examples of the method.
1. Нефтяная залежь залегает на глубине 1200 м, коллектор - низкопроницаемый песчаник, нефтенасыщенная толщина пласта- 5 м, пористость - 0,2, проницаемость 0,05 мкм2, нефтенасыщенность 0,6, водонасыщенность 0,4, фазовая проницаемость породы пласта по нефти Кф=0,2, вязкость нефти в пластовых условиях mo=18 мПа•с, радиус скважины Rc=0,1 м, радиус контура питания Rк=200 м. Предусматривается с целью интенсификации добычи нефти осуществить в продуктивном пласте вокруг скважины в кольце с внешним радиусом R1=3 м нагрев и осушку породы от влаги. Для этого производится обвязка устья скважины в соответствии со схемой, представленной на чертеже фиг.1а.1. The oil deposit lies at a depth of 1200 m, the reservoir is low permeable sandstone, the oil-saturated thickness of the formation is 5 m, the porosity is 0.2, the permeability is 0.05 μm 2 , the oil saturation is 0.6, the water saturation is 0.4, the phase permeability of the formation rock is oil K f = 0.2, oil viscosity in reservoir conditions m o = 18 mPa • s, well radius R c = 0.1 m, radius of the supply circuit R k = 200 m. It is envisaged to intensify oil production in a reservoir around the borehole in a ring with an external radius R 1 = 3 m heating and drying of the rock from moisture. For this, the wellhead is strapped in accordance with the scheme shown in the drawing of figa.
После закачки в пласт углеводородного газа в объеме 120 тыс.м3 в призабойную зону пласта закачивают теплоноситель пар в количестве 36 т с расходом 3,6 т/ч при температуре на забое 180oС и в течение 10 часов средняя температура ПЗП в пределах 0,1≅r≅3 м согласно расчетам повышается до 170oС, затем прекращают закачку, отключают от скважины агрегаты и после выдержки ее закрытой в течение 2 суток пускают в работу (фиг.1б) и осуществляют регулируемый выпуск из нее газа. Средняя температура в призабойной зоне в этот период Т1= 140oС, давление Р1=5 МПа; на границе ПЗП (при R=3 м) температура и давление соответственно равны Т2=40oС, Р2=5,5 МПа. При таких значениях температуры и давления влагоемкость газа равна соответственно W1=45•10-3 кг/м3 и W2= 1,1•10-3 кг/м3. В конце вытеснения жидкой фазы отбираемым газом в ПЗП водонасыщенность породы равна So=0,4. По формуле (2) находим среднюю водонасыщенность ПЗП при отборе газа с дебитом Qr=20 тыс.м3/cут и τ5 суток:
При таком значении водонасыщенности породы фазовая проницаемость при фильтрации нефти Кф1= 0,45 (т.е. увеличивается в 2,25 раза по сравнению с первоначальной). Кроме повышения фазовой проницаемости для нефти за счет нагрева ПЗП вязкость движущейся к скважине нефти в этой зоне будет ниже, чем за пределами не нагретой зоны. Принимаем среднее значение вязкости нефти в ПЗП в течение некоторого времени работы скважины после обработки ПЗП равным 5 мПа•с (при средней температуре в этой зоне 50oС).After pumping hydrocarbon gas into the formation in a volume of 120 thousand m 3, a heat carrier of steam in the amount of 36 tons is pumped into the bottomhole zone of the formation with a flow rate of 3.6 tons per hour at a bottom temperature of 180 ° C. and for 10 hours the average temperature of the bottomhole formation zone is within 0 , 1≅r≅3 m, according to the calculations, rises to 170 o С, then the injection is stopped, the aggregates are disconnected from the well, and after keeping it closed for 2 days, it is put into operation (Fig. 1b) and the gas is regulated to be released from it. The average temperature in the bottom-hole zone during this period is T 1 = 140 o C, pressure P 1 = 5 MPa; at the boundary of the BCP (at R = 3 m), the temperature and pressure are respectively equal to T 2 = 40 o C, P 2 = 5.5 MPa. With such values of temperature and pressure, the moisture capacity of the gas is respectively W 1 = 45 • 10 -3 kg / m 3 and W 2 = 1.1 • 10 -3 kg / m 3 . At the end of the displacement of the liquid phase by the selected gas in the bottomhole formation zone, the water saturation of the rock is S o = 0.4. By the formula (2) we find the average water saturation of the BCP during gas extraction with a flow rate of Q r = 20 thousand m 3 / day and τ5 days:
With this value of water saturation of the rock, the phase permeability during oil filtration, K f1 = 0.45 (i.e., increases 2.25 times compared to the initial one). In addition to increasing the phase permeability for oil due to the heating of the bottomhole zone, the viscosity of the oil moving to the well in this zone will be lower than outside the unheated zone. We take the average value of the oil viscosity in the BHP for some time as the well after processing the BHP equal to 5 MPa • s (at an average temperature in this zone of 50 o C).
Увеличение коэффициента продуктивности скважины в течение этого времени составит (по сравнению с первоначальным до обработки ПЗП):
2. Применительно к условиям, рассмотренным в предыдущем примере, в соответствии со схемой, представленной на фиг.2, для устранения возможного отложения твердых углеводородов, которые могут выделиться из нефти, а также лучшей очистки ПЗП до и после нагнетания газа, в пласт закачивается оторочка из легких углеводородов (в данном примере закачивается углеводородный конденсат). Общий объем закачиваемого конденсата Vк принимается равным двухкратному объему ПЗП; для условий, приведенных выше
Vк= πmh(R
при этом одна половина этого объема, 14 м3, закачивается перед закачкой газа, а вторая после закачки расчетного объема газа в пласт.The increase in the productivity coefficient of the well during this time will be (compared with the initial one before processing the PPP):
2. In relation to the conditions discussed in the previous example, in accordance with the scheme shown in figure 2, to eliminate the possible deposition of solid hydrocarbons that may be released from oil, as well as better cleaning of the bottomhole formation zone before and after injection of gas, a rim is injected into the formation from light hydrocarbons (in this example, hydrocarbon condensate is pumped). The total volume of injected condensate V k is taken to be equal to twice the volume of the PPP; for the conditions above
V k = πmh (
in this case, one half of this volume, 14 m 3 , is pumped before the gas is injected, and the second after the calculated volume of gas is pumped into the reservoir.
3. Поступающий к обрабатываемой скважине для нагнетания в пласт природный газ имеет повышенную влажность (содержит воду в виде капель и паров), параметры поступающего газа: давление 0,3 МПа, температура 30oC, влагоемкость 12•10-3 кг/м3. Перед подачей газа в компрессор его предварительно пропускают через передвижную установку осушки газа согласно схеме, представленной на фиг.3. Установка представлена двумя малогабаритными адсорберами, заполненными твердым влагопоглотителем-силикагелем, работают адсорберы поочередно, а в промежутках осуществляется регенерация насыщенного влагой силикагеля. Осушенный газ с влагосодержанием (1-2)•10-3 кг/м3 подается на прием компрессора и сжимается до давления, необходимого для нагнетания в пласт. За счет закачки в пласт газа с меньшим влагосодержанием повышается эффективность испарения воды из призабойной зоны пласта.3. Natural gas coming to the well to be processed for injection into the formation has high humidity (contains water in the form of drops and vapors), the parameters of the incoming gas: pressure 0.3 MPa, temperature 30 o C,
4. Для осушки породы в ПЗП перед ее нагревом закачивают диоксид углерода (СO2). В соответствии со схемой, представленной на фиг.4, доставленный в цистерне к скважине диоксид углерода в жидком виде насосным агрегатом закачивается в скважину, при этом температура диоксида углерода должна быть ниже критической, равной 31oС. Для рассматриваемого примера параметры диоксида углерода на выкиде из насосного агрегата с целью недопущения образования в коммуникациях жидкой фазы, приняты таким: температура t=20oC, давление 7 МПа. В пласте температура равна 40oC, т.е. выше критической для СO2, вследствие чего закачанный диодксид углерода переходит в газовую фазу, в которой затем растворяется вода, испаряющаяся в ПЗП из породы продуктивного пласта; процесс испарения воды и растворение ее в диоксиде углерода усиливается при последующем нагреве ПЗП. Для снижения водонасыщенности породы от So=0,4 до S1= 0,245 в призабойной зоне радиусом R1=3 м при Т1=100oC и P1=5,1 МПа и остальных параметрах, аналогичных приведенным в рассмотренном выше примере, необходимо закачать диоксид углерода в количестве
(Здесь В=0,87 кг/м3 растворимость воды в газообразном CO2 при Р=5,1 МПа и t=100oC, ΔS=So-S1= 0,4-0,245=0,155).4. To dry the rock, carbon dioxide (CO 2 ) is pumped into the BCP before it is heated. In accordance with the scheme presented in figure 4, the carbon dioxide delivered in the tank to the well in liquid form is pumped into the well by the pump unit, while the temperature of carbon dioxide must be below a critical temperature of 31 o C. For the example under consideration, the parameters of carbon dioxide from the pump unit in order to prevent the formation of a liquid phase in the communications, taken as follows: temperature t = 20 o C,
(Here B = 0.87 kg / m 3 the solubility of water in gaseous CO 2 at P = 5.1 MPa and t = 100 o C, ΔS = S o -S 1 = 0.4-0.245 = 0.155).
5. Поступающий к обрабатываемой скважине углеводородный газ с давлением 1 МПа (см. фиг.5) разделяют на два потока один поток подают на сжигание в газовых горелках БГ-2П, расход газа 0,1 тыс.м3/ч, а второй поток газа с расходом 5-15 тыс.м3/ч подается на прием компрессора, где газ сжимается до давления, равного 10 МПа, и с таким давлением направляется на рабочее сопло установленного у устья скважины газового эжектора. Выходящие из газовых горелок дымовые газы проходят через теплообменник типа труба в трубе, охлаждаются потоком поступающего углеводородного газа и затем направляются в газосепаратор, где из дымовых газов отделяется сконденсировавшаяся из паров вода, и после этого в систему последовательно установленных газовых эжекторов, работающих с коэффициентом эжекции U=0,1-0,3, на рабочие сопла которых подается от компрессора газ. В камеру низкого давления первого газового эжектора охлажденные дымовые газы поступают с давлением 0,1 МПа; на рабочее сопло подается газ с давлением 10 МПа; на выходе из первого эжектора давление смеси газов равно 0,5-0,7 МПа. С таким давлением смесь газов подается в камеру низкого давления второго, установленного последовательно с первым, газового эжектора (на схеме не показан), на выходе из которого давление смеси газов увеличивается до 4-5 МПа. При необходимости поддерживать на устье скважины более высокое давление нагнетаемой смеси газов, включается в работу третий последовательно установленный эжектор, либо задается меньшее значение коэффициента эжекции.5. The hydrocarbon gas supplied to the well being treated with a pressure of 1 MPa (see Fig. 5) is divided into two streams; one stream is fed for combustion in gas burners BG-2P, the gas flow rate is 0.1 thousand m 3 / h, and the second stream gas with a flow rate of 5-15 thousand m 3 / h is supplied to the compressor, where the gas is compressed to a pressure of 10 MPa, and with this pressure is directed to the working nozzle of the gas ejector installed at the wellhead. The flue gases leaving the gas burners pass through a pipe-to-pipe heat exchanger, are cooled by a stream of incoming hydrocarbon gas, and then sent to a gas separator, where condensed water is separated from the flue gases, and then into a system of sequentially installed gas ejectors operating with an ejection coefficient U = 0.1-0.3, on the working nozzles of which gas is supplied from the compressor. Cooled flue gases enter the low-pressure chamber of the first gas ejector with a pressure of 0.1 MPa; gas with a pressure of 10 MPa is supplied to the working nozzle; at the outlet of the first ejector, the pressure of the gas mixture is 0.5-0.7 MPa. With this pressure, the gas mixture is fed into the low-pressure chamber of the second gas ejector (not shown in the diagram) installed in series with the first, at the outlet of which the pressure of the gas mixture increases to 4-5 MPa. If necessary, to maintain at the wellhead a higher pressure of the injected gas mixture, a third sequentially installed ejector is included in the operation, or a lower value of the ejection coefficient is set.
Поступающие в пласт очищенные от влаги дымовые газы, в составе которых большое количество диоксида углерода, обладают повышенной влагоемкостью и растворимостью в нефти, что ускоряет осушку породы от влаги, содержащейся в пласте, и способствует снижению вязкости нефти (вследствие растворения в ней углеводородного и углекислого газов). The flue gases purified from moisture entering the reservoir, which contain a large amount of carbon dioxide, have increased moisture capacity and solubility in oil, which accelerates the dehydration of the rock from the moisture contained in the reservoir and helps to reduce the viscosity of the oil (due to the dissolution of hydrocarbon and carbon dioxide in it) )
6. Для нагревая ПЗП используется после закачки газа последовательная закачка в пласт оторочек реагентов, при перемешивании которых происходит химическая реакция с выделением тепла (фиг.6). Для обеспечения условий интенсивного перемешивания реагентов в пласте перед закачкой в скважину их газируют. В качестве последовательно вводимых в пласт агентов используются: газированный раствор аммиака и газированный раствор соляной кислоты. Для газирования закачиваемых реагентов применяется жидкостно-газовый эжектор. На рабочее сопло эжектора наносным агрегатом под давлением 20-30 МПа подается сначала раствор аммиака, а затем раствора соляной кислоты. В камеру низкого давления эжектора от компрессора подается газ с давлением 6-8 МПа, давление смеси на выходе из эжектора 10-12 МПа. 6. For heating the PPP, after injection of gas, a sequential injection of rim reagents into the formation is used, with stirring of which a chemical reaction occurs with heat evolution (Fig.6). To ensure the conditions of intensive mixing of the reagents in the reservoir, they are aerated before injection into the well. The following agents are used as sequentially introduced into the formation: carbonated ammonia solution and carbonated hydrochloric acid solution. A liquid-gas ejector is used to aerate the injected reagents. First, an ammonia solution, and then a hydrochloric acid solution, is fed to the working nozzle of the ejector by a spray aggregate under a pressure of 20-30 MPa. Gas is supplied to the low pressure chamber of the ejector from the compressor with a pressure of 6-8 MPa, the pressure of the mixture at the outlet of the ejector is 10-12 MPa.
7. Продуктивный пласт, имеющий температуру 20oС и давление 6 МПа, сильно заглинизирован, имеет низкую проницаемость. Предусматривается перед закачкой в скважину газа создание горизонтальной трещины в верхнем интервале продуктивного пласта. Для этого в скважине в верхней части пласта устанавливают два пакера с интервалом между ними 2-3 м, подключают к устью скважины насосный агрегат и известным способом создают в заданном интервале между пакерами горизонтальную трещину (фиг.7) и закрепляют ее песком. Отключают насосный агрегат, снимают верхний пакер и осуществляют нагнетание углеводородного газа по затрубному пространству скважины в горизонтальную трещину в количестве 16 тыс. м3. После этого закачкой газа с температурой на забое 80-100oС нагревают нижний интервал продуктивного пласта до температуры 40-50oС. Оставляют скважину закрытой в течение 3 суток, после чего начинают отбирать продукцию из нижнего интервала пласта. За счет напора газа, закачиваемого в верхний интервал пласта (в горизонтальную трещину), обеспечивается вытеснение нефти в нагретую призабойную зону пласта, где температура нефти повышается и уменьшается вязкость нефти; одновременно с этим в нагретую призабойную зону пласта прорывается закачанный углеводородный газ, им нагревается при контакте с горячей породой, вследствие чего повышается его влагоемкость и происходит испарение влаги, снижение водонасыщенности и повышение фазовой проницаемости породы при фильтрации нефти. Дебит скважины за счет одновременного проявления указанных факторов увеличивается.7. The reservoir, with a temperature of 20 o C and a pressure of 6 MPa, is highly clayed, has a low permeability. It is planned to create a horizontal crack in the upper interval of the reservoir before injecting gas into the well. To do this, in the well in the upper part of the formation, two packers are installed with an interval of 2-3 m between them, a pump unit is connected to the wellhead and, in a known manner, create a horizontal crack in the specified interval between packers (Fig. 7) and fix it with sand. Turn off the pumping unit, remove the upper packer and pump hydrocarbon gas through the annulus of the well into a horizontal fracture in the amount of 16 thousand m 3 . After that, by injecting gas with a bottom temperature of 80-100 ° C., the lower interval of the reservoir is heated to a temperature of 40-50 ° C. The well is left closed for 3 days, after which production is taken from the lower interval of the formation. Due to the pressure of the gas injected into the upper interval of the formation (into a horizontal fracture), oil is displaced into the heated bottom-hole zone of the formation, where the temperature of the oil rises and the viscosity of the oil decreases; at the same time, the injected hydrocarbon gas breaks into the heated bottom-hole zone of the formation, it heats up upon contact with hot rock, as a result of which its moisture capacity increases and moisture evaporates, water saturation decreases and the rock phase permeability increases during oil filtration. Well production due to the simultaneous manifestation of these factors increases.
8. Нефтяной пласт представлен неоднородным низкопроницаемым песчаником, с наличием многочисленных слоев глин, а также локальными зонами с относительно более высокой проницаемостью. Пористость коллектора 0,2; пластовое давление 6 МПа, температура пласта 20oС, вязкость нефти 20 мПа•с. Для обеспечения возможности закачки газа в пласт и нагрева призабойной, а также удаленных зон пласта-коллектора, имеющих лучшие коллекторские свойства, осуществляют вертикальный гидравлический разрыв с применением известной технологии его проведения, в качестве жидкости разрыва при этом используют жидкость с высокой вязкостью (например, водонефтяную эмульсию). После образования вертикальной трещины и закрепления ее песком осуществляют нагнетание в нее углеводородного газа в количестве 30-40 тыс.м3 при давлении на устье скважины 8-10 МПа; в конце закачки газа (последние 10 тыс.м3) нагревают с использованием теплообменника и теплогенератора до температуры 140-150oС и подают через скважину в вертикальную трещину. Газ из вертикальной трещины распространяется по проницаемым пропласткам в обе стороны от трещины, осушая породу от содержащейся в порах воды, при этом повышается фазовая проницаемость породы при фильтрации нефти; нефть насыщается газом, ее вязкость снижается, вследствие этого дебит скважины возрастает.8. The oil reservoir is represented by inhomogeneous low-permeability sandstone, with the presence of numerous clay layers, as well as local zones with relatively higher permeability. The porosity of the reservoir is 0.2;
9. Нефтяная залежь с низкопроницаемым коллектором (пластовое давление 6 МПа, температура 20oС, вязкость нефти 20 мПа•с) изолирована и нет опасности поступления подошвенной воды в скважины. Разбуривание залежи осуществляется системой вертикальных и горизонтальных скважин, при этом горизонтальные стволы проводят в нижней части продуктивного пласта. Для повышения дебита нефти в вертикальной части скважины выше горизонтального ствола устанавливают пакер и по затрубному пространству скважины нагнетают углеводородный газ в верхний интервал пласта (расположенный выше горизонтального ствола), количество закачиваемого газа 40-50 тыс.м6. Затем по колонне лифтовых труб нагнетают в горизонтальный ствол теплоноситель (нагретый на устье до температуры 140-150oС углеводородный газ). Породу вокруг горизонтального ствола нагревают до темпекратуры 40-50oC. После этого скважину закрывают и через 3 суток пускают в работу по колонне лифтовых труб (отбирается нефть через горизонтальный ствол). При этом за счет нагрева притекающей нефти ее вязкость снижается, водонасыщенность породы вокруг горизонтального ствола снижается, а фазовая проницаемость породы для нефти и дебит нефти увеличиваются.9. The oil reservoir with a low permeability reservoir (
10. Нефтяная залежь с низкопроницаемым коллектором (пластовое давление 6 МПа, пластовая температура 20oC) разбуривается системой вертикальных и горизонтальных добывающих скважин. Горизонтальные стволы проводят также из некоторых ранее пробуренных вертикальных добывающих скважин (осуществляют "зарезку" вторых горизонтальных стволов). Нижняя часть пласта обводняется, вследствие чего имеется опасность прорыва воды в скважину из нижних интервалов. Поэтому горизонтальные стволы прокладывают в верхнем (прикровельном) интервале продуктивного пласта. Для повышения дебита нефти и предотвращения поступления в скважину пластовой воды в вертикальной части ствола ниже интервала расположения горизонтального ствола устанавливается пакер (рис.фиг. 10). В подпакерную зону нагнетается углеводородный газ с давлением на устье 8-10 МПа в количестве 40-50 тыс. м3. Затем прекращают нагнетание газа и нагревают породу вокруг горизонтального ствола закачкой в горизонтальный ствол теплоносителя, в качестве которого используется углеводородный газ, нагретый на устье скважины до температуры 140-150oС. В результате этого порода продуктивного пласта нагревается до 50-60oС. После выдержки скважины закрытой в течение 3 суток, скважину пускают в работу: отбирают продукцию через горизонтальный ствол. За счет нагрева породы и нефти вокруг горизонтального ствола снижается вязкость нефти, снижается водонасыщенность породы, повышается фазовая проницаемость породы для нефти и как следствие происходит увеличение дебита нефти.10. An oil reservoir with a low permeability reservoir (
11. Нефтяной пласт представлен низкопроницаемым песчаником с высоким содержанием карбонатного материала (до 20-30%). Для обеспечения возможности закачки в пласт оторочки газа предварительно в пласт закачивают смесь соляной кислоты с газом. Для этого на устье скважины устанавливают (фиг.11) жидкостно-газовый эжектор, насосный агрегат на рабочее давление 30-40 МПа, емкость для раствора соляной кислоты (20-24% концентрации). Соляную кислоту под давлением 30-32 МПа (общий объем закачки раствора соляной кислоты 10-15 м3) подают на рабочее сопло эжектора, а в камеру низкого давления этого эжектора подают из промыслового газопровода углеводородный газ под давлением 1,0-1,2 МПа. На выходе из эжектора давление смеси раствора соляной кислоты с углеводородным газом поддерживается в пределах 8-10 МПа и под таким давлением подается в скважину (в колонну лифтовых труб). Соляная кислота, находясь в виде мелких капель и паров, лучше проникает в низкопроницаемый пласт и быстро продвигается на большое расстояние от скважины, охватывая воздействием большие объемы пласта-коллектора, вступает в химическую реакцию с карбонатным материалом пласта-коллектора, при этом образуются дополнительные пустоты, увеличивается проницаемость породы. Закачиваемый после этого газ легче проникает в глубь пласта, за счет чего улучшается сообщаемость скважины с отдаленными и низкопроницаемыми зонами нефтяной залежи: этим обеспечивается охват обработкой большего объема породы при последующей закачке газа и теплоносителя в пласт и, следовательно, осушается от влаги больший объем породы, что способствует увеличению дебита скважины.11. The oil reservoir is represented by low permeability sandstone with a high content of carbonate material (up to 20-30%). To enable gas rims to be injected into the formation, a mixture of hydrochloric acid and gas is first injected into the formation. For this, a liquid-gas ejector, a pump unit at a working pressure of 30-40 MPa, a capacity for a solution of hydrochloric acid (20-24% concentration) are installed (11) at the wellhead. Hydrochloric acid under a pressure of 30-32 MPa (the total injection volume of a solution of hydrochloric acid 10-15 m 3 ) is fed to the working nozzle of the ejector, and hydrocarbon gas is supplied from the field gas pipeline to a low pressure chamber of the ejector under a pressure of 1.0-1.2 MPa . At the outlet of the ejector, the pressure of the mixture of hydrochloric acid solution with hydrocarbon gas is maintained in the range of 8-10 MPa and under this pressure is supplied to the well (in the column of elevator pipes). Hydrochloric acid, being in the form of small droplets and vapors, penetrates better into a low-permeability formation and quickly moves a large distance from the well, covering large volumes of the reservoir, exposing it to a chemical reaction with the carbonate material of the reservoir, and additional voids are formed, rock permeability increases. The gas injected after this penetrates deeper into the formation more easily, which improves the connectivity of the well with remote and low-permeability zones of the oil reservoir: this ensures that the treatment processes a larger volume of rock during subsequent injection of gas and coolant into the reservoir and, therefore, a larger volume of rock is drained from moisture, which contributes to an increase in well production.
12. Нефтяной пласт представлен песчаником проницаемостью 0,05-0,07 мкм2, толщиной 4 м с небольшим содержанием карбонатного материала, нефть повышенной вязкости в пластовых условиях (при температуре 20oC вязкость нефти 25 мПа•с), пластовое давление 7 МПа, в призабойной зоне пласта повышенная водонасыщенность породы (Sв=0,7) за счет отфильтровавшейся в пласт воды при бурении и капитальных ремонтах скважины. Применяется технология последовательной закачки в пласт углеводородного газа (20-30 тыс.м3) и химических реагентов, при взаимодействии которых между собой выделяется тепло, продавливаемых в пласт газом. Закачиваются последовательно оторочки: 5 м3 суспензии на основе алюминиевой пудры (концентрация алюминия в суспензии 10-15 мас.) и легкой углеводородной жидкости (дизельное топливо), буфер (водо-газовая смесь) в объеме 0,5 м3, соляная кислота (20% концентрации) в объеме 10 м3, 2 т водного раствора карбамида (в 1 м3 воды растворить 1 т карбамида) и повторно раствор соляной кислоты (20% концентрации) в объеме 10 м3 и продавливается в пласт 1000 ст.м3 газа. Скважину закрывают на реагирования в течение 4-5 суток, после чего начинают регулируемый отбор продукции (газ, вода, продукты реагирования, нефть).12. The oil reservoir is represented by sandstone with a permeability of 0.05-0.07 μm 2 , a thickness of 4 m with a low content of carbonate material, high viscosity oil in reservoir conditions (at a temperature of 20 o C the oil viscosity is 25 MPa • s), reservoir pressure is 7 MPa in the near-wellbore rock increased water saturation (S a = 0.7) due to the filtered water into the formation during drilling and workover. The technology of sequential injection of hydrocarbon gas (20-30 thousand m 3 ) and chemical reagents, which interact with each other, generates heat, is forced into the formation by gas. Rims are pumped sequentially: 5 m 3 of a suspension based on aluminum powder (aluminum concentration in a suspension of 10-15 wt.) And light hydrocarbon liquid (diesel fuel), buffer (water-gas mixture) in a volume of 0.5 m 3 , hydrochloric acid ( 20% concentration) in a volume of 10 m 3 , 2 t of an aqueous urea solution (dissolve 1 t of urea in 1 m 3 of water) and a solution of hydrochloric acid (20% concentration) in a volume of 10 m 3 and forced into a reservoir of 1000 st.m 3 gas. The well is closed for response within 4-5 days, after which they begin the controlled selection of products (gas, water, reaction products, oil).
Claims (12)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU93032009A RU2066744C1 (en) | 1993-06-17 | 1993-06-17 | Method for intensification of oil recovery |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU93032009A RU2066744C1 (en) | 1993-06-17 | 1993-06-17 | Method for intensification of oil recovery |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU93032009A RU93032009A (en) | 1996-05-20 |
| RU2066744C1 true RU2066744C1 (en) | 1996-09-20 |
Family
ID=20143550
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU93032009A RU2066744C1 (en) | 1993-06-17 | 1993-06-17 | Method for intensification of oil recovery |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2066744C1 (en) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8261825B2 (en) | 2007-11-30 | 2012-09-11 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Methods for improving the productivity of oil producing wells |
| RU2470145C2 (en) * | 2007-12-27 | 2012-12-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method of retarding damage of formation exposed surface in gas and oil wells (versions) and system to this end |
| US8403050B2 (en) | 2007-03-23 | 2013-03-26 | 3M Innovative Properties Company | Method for treating a hydrocarbon-bearing formation with a fluid followed by a nonionic fluorinated polymeric surfactant |
| RU2485303C2 (en) * | 2007-03-23 | 2013-06-20 | Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем | Compositions and methods of treatment of well with water barrier |
| RU2498059C1 (en) * | 2012-05-12 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil lifting or thermal formation treatment and device for its implementation |
| WO2014175758A1 (en) * | 2013-04-22 | 2014-10-30 | Zakirov Sumbat Nabievich | Method for developing natural hydrocarbon fields in formations with low permeability |
| RU2547191C1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Carbonate bed hydrofrac |
| US9353309B2 (en) | 2007-03-23 | 2016-05-31 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Method for treating a formation with a solvent |
| RU2641681C1 (en) * | 2014-03-28 | 2018-01-19 | ЭмБиДжей ВОТЕР ПАРТНЕРС | Use of ionized fluid during hydraulic fracturing of formation |
-
1993
- 1993-06-17 RU RU93032009A patent/RU2066744C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. Каптелинин И.Д. и др., Обработка скважин жидкими влагопоглотителями для снижения водонасыщенности призабойной зоны. Нефтяное хозяйство, N 9, 1980 г, с.38-42. 2. Патент США 3948323, кл. E 21B 43/24, опубл.1976 г. * |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8403050B2 (en) | 2007-03-23 | 2013-03-26 | 3M Innovative Properties Company | Method for treating a hydrocarbon-bearing formation with a fluid followed by a nonionic fluorinated polymeric surfactant |
| RU2485303C2 (en) * | 2007-03-23 | 2013-06-20 | Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем | Compositions and methods of treatment of well with water barrier |
| US9353309B2 (en) | 2007-03-23 | 2016-05-31 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Method for treating a formation with a solvent |
| US8261825B2 (en) | 2007-11-30 | 2012-09-11 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Methods for improving the productivity of oil producing wells |
| RU2470145C2 (en) * | 2007-12-27 | 2012-12-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method of retarding damage of formation exposed surface in gas and oil wells (versions) and system to this end |
| RU2498059C1 (en) * | 2012-05-12 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil lifting or thermal formation treatment and device for its implementation |
| WO2014175758A1 (en) * | 2013-04-22 | 2014-10-30 | Zakirov Sumbat Nabievich | Method for developing natural hydrocarbon fields in formations with low permeability |
| RU2590916C1 (en) * | 2013-04-22 | 2016-07-10 | Сумбат Набиевич Закиров | Method for development of deposits of natural hydrocarbons in low-permeable beds |
| RU2547191C1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Carbonate bed hydrofrac |
| RU2641681C1 (en) * | 2014-03-28 | 2018-01-19 | ЭмБиДжей ВОТЕР ПАРТНЕРС | Use of ionized fluid during hydraulic fracturing of formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Turta et al. | Field foam applications in enhanced oil recovery projects: screening and design aspects | |
| RU2344280C1 (en) | Method of high-viscosity oils and bitumens pools development by straight-horizontal wells | |
| AU2002323589B2 (en) | Acid gas disposal method | |
| US4682652A (en) | Producing hydrocarbons through successively perforated intervals of a horizontal well between two vertical wells | |
| RU2465444C2 (en) | Method of separating gases in fluid for oil production, oil production system and method of oil production | |
| US3333637A (en) | Petroleum recovery by gas-cock thermal backflow | |
| US4625803A (en) | Method and apparatus for injecting well treating liquid into the bottom of a reservoir interval | |
| US4042029A (en) | Carbon-dioxide-assisted production from extensively fractured reservoirs | |
| RU2060378C1 (en) | Method for developing oil stratum | |
| GB2256886A (en) | Method of sand consolidation with resin | |
| GB2219818A (en) | Method of reducing gas mobility in subterranean formations | |
| CA2762451C (en) | Method and system for lifting fluids from a reservoir | |
| RU2066744C1 (en) | Method for intensification of oil recovery | |
| US20220364441A1 (en) | Systems, Methods and Devices for Geologic Storage of CO2 from Modular Point Sources | |
| US4427066A (en) | Oil recovery method | |
| RU2645058C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposit with cyclic steam soaking | |
| US5002128A (en) | Well treating method | |
| US4040483A (en) | Recovery of oil by circulating hot fluid through a gas-filled portion of a network interconnected fractures | |
| CA1220414A (en) | Method for the recovery of viscous oil utilizing mixtures of steam and oxygen | |
| RU2225942C1 (en) | Method for extraction of bituminous deposit | |
| RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
| WO2021010935A1 (en) | Method for the combined hydrogen and thermobaro chemical treatment ("tbc-ehr") of the near-wellbore region of a producing formation | |
| RU2117753C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2127807C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2324048C2 (en) | Method of development of carbon pool and devices for its realisation |