RU2636988C1 - Способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины - Google Patents
Способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2636988C1 RU2636988C1 RU2016138452A RU2016138452A RU2636988C1 RU 2636988 C1 RU2636988 C1 RU 2636988C1 RU 2016138452 A RU2016138452 A RU 2016138452A RU 2016138452 A RU2016138452 A RU 2016138452A RU 2636988 C1 RU2636988 C1 RU 2636988C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- carbon dioxide
- pressure
- gas
- supercritical fluid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 132
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 66
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 66
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 57
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 23
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 22
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 14
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims abstract description 14
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 13
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 claims abstract description 13
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 claims description 15
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 abstract description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 41
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 20
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 18
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 15
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000000047 product Substances 0.000 description 9
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 6
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000012084 conversion product Substances 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- -1 godheads Substances 0.000 description 1
- 239000008236 heating water Substances 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000008239 natural water Substances 0.000 description 1
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 description 1
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000010970 precious metal Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 1
- 102200118166 rs16951438 Human genes 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 239000004449 solid propellant Substances 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
Abstract
Способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины преимущественно истощаемых газоконденсатных месторождений может быть использован на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат – повышение производительности скважины за счет интенсификации растворения и извлечения высокомолекулярных соединений. По способу при снижении продуктивности скважины из-за отложений в призабойной зоне скважины высокомолекулярных соединений осуществляют регенерацию призабойной зоны скважины. Ее выполняют за счет временного перевода скважины из эксплуатационного состояния в регенерационное. Призабойную зону скважины сначала обрабатывают сверхкритическим флюидом диоксида углерода последовательно в динамическом и статическом режимах. В динамическом режиме регенерационного состояния последовательно чередуют периоды закачки сверхкритического флюида диоксида углерода, подаваемого в газоносный пласт через скважину, при изменении давления от большего р1 к меньшему р2. В статическом режиме регенерационного состояния призабойную зону скважины выдерживают при максимальном давлении сверхкритического флюида диоксида углерода. Затем скважину подвергают экспозиции с выравниванием давления в скважине и газоносном пласте без дополнительного ввода сверхкритического флюида диоксида углерода в условиях спонтанного перемещения раствора «высокомолекулярные соединения-флюид» в газоносном пласте и возвращают в эксплуатационное состояние. 6 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины преимущественно истощаемых газоконденсатных месторождений может быть использован на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности.
Характерной особенностью газоконденсатных месторождений является отложение в газоносных пластах высокомолекулярных органических соединений, в основном асфальтено-смоло-парафиновых. По мере истощения газоконденсатных месторождений и снижения давления в газоносных пластах образуется ретроградный конденсат, что приводит к снижению продуктивности скважин, при этом на определенном расстоянии от скважин формируется область статической конденсации, а непосредственно около забоя скважины – область динамической конденсации (Тер-Саркисов Р.М. Разработка месторождений природных газов. М.: Недра, 1999. – С. 248).
Содержание высокомолекулярных соединений, которые остаются в газоносных пластах после истощения продуктивных скважин, исчисляют миллиардами тонн. Например, только на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении при объеме продуктивных отложений около 137 млрд. м3 геологические запасы высокомолекулярных соединений составляют около 418 млн. т, в том числе более 218 млн. т масляных фракций (Скибицкая Н.А., Бурханова И.О., Большаков М.Н. и др. Научное обоснование оценки неучтенных запасов связанного газа газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, сорбированного высокомолекулярными компонентами и керогеноподобным полимером продуктивных отложений [Электронный ресурс]// Георесурсы, геоэнергетика, геополитика, 2014. – № 1(9) (30.07.2014). – URL: http://oilgasjournal.ru/vol_9/skibitskaya.html (дата обращения: 19.09.2016), при этом смолы и асфальтены высокомолекулярных органических соединений существенно отличаются по своим свойствам от аналогичных компонентов нефтей, представляя тем самым перспективное сырье для дальнейшей переработки (Дмитриевский А.Р., Скибицкая Н.А., Зекель Л.А. и др. Высокомолекулярные компоненты органоминеральной матрицы газоконденсатных месторождений // Химия твердого топлива, 2006. – № 2. – С. 47-59).
При работе газоконденсатной скважины в призабойной зоне скважины (зоне дренирования) из-за снижения давления образуется жидкая фаза в виде ретроградного конденсата, которая при движении к забою скважины вымывает тяжелые углеводороды, представляющие собой высокомолекулярные соединения (ВМС) остаточной нефти: масла, смолы, асфальтены и т.д. Со временем ВМС накапливаются в призабойной зоне скважины и формируют отложения, что ухудшает проницаемость призабойной зоны скважины и снижает ее продуктивность.
Для повышения извлечения углеводородов из газоконденсатного месторождения рекомендуется нагнетать в газоконденсатный пласт различные агенты в газовой или жидкой фазе как углеводородного, так и неуглеводородного происхождения: диоксид углерода, легкие углеводороды, природный газ, воду и другие вещества (Тер-Саркисов Р.М. Разработка и добыча трудноизвлекаемых запасов углеводородов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005. – С. 407).
Известен способ доразработки истощенных залежей природных углеводородов, согласно которому залежь подготавливают к доразработке, создают и/или используют по меньшей мере одну нагнетательную скважину для закачки в залежь по меньшей мере одного включающего диоксид углерода рабочего агента до достижения заданного пластового давления в залежи и после достижения заданного пластового давления в залежи начинают добычу пластовых флюидов из созданной и/или используемой по меньшей мере одной добывающей скважины, при этом из добытых пластовых флюидов выделяют воду, углеводороды, водород, кислород и диоксид углерода, а добытую воду и непрореагировавший диоксид углерода направляют по крайней мере в одну нагнетательную скважину для повторной закачки в залежь (патент РФ на изобретение RU 2514078 С2, МПК Е21В 43/16, заявлен 02.03.2012, опубликован 27.04.2014).
Недостатками данного изобретения являются:
• необходимость наличия на месторождении не входящих в номенклатуру оборудования газодобывающих предприятий инфраструктур для отделения диоксида углерода, повторно закачиваемого в залежь;
• практическая сложность разложения молекулы воды на молекулы водорода и кислорода из водного раствора диоксида углерода при комнатной температуре и давлении 1-1,5 МПа на железосодержащих катализаторах непосредственно в пласте с одновременным образованием углеводородов.
Известен способ добычи нефти при помощи ввода газа в сочетании с низкоамплитудным сейсмическим воздействием (грант US 4417621 С2, МПК Е21В 43/16, Е21В 43/00, заявлен 28.10.1981, опубликован 29.11.1983).
Недостатками данного изобретения являются:
• отсутствие точных сведений о достаточной эффективности сейсмического воздействия источника частотой 100 Гц с низкой амплитудой колебаний не более 100 А при переходе от лабораторных испытаний на специальном стенде к полевым условиям, когда газоносные пласты породы толщиной в несколько сот метров находятся на большой глубине от дневной поверхности месторождения;
• необходимость постоянного сейсмического воздействия на пласт, связанная с отсутствием возможности для прохождения диоксида углерода через пласт без акустического воздействия;
• возможность проявления определенных отрицательных явлений, влияющих на биосферу, в том числе на человека, из-за низкоамплитудных вибрационных и акустических эффектов, сопровождающих сейсмическое воздействие.
Известен способ разработки залежи тяжелой нефти, в котором осуществляют добычу вязкой нефти или битума из пласта нагревом путем закачки в пласт газа и теплоносителя, нагретого реагентами, полученными из углеводородов, при этом теплоноситель, насыщенный газом, выводят из потока, образующегося при экзотермическом синтезе углеродсодержащих продуктов из реагентов, производимых путем конверсии углеводородов (заявка на изобретение RU 2010118985 А, МПК Е21В 43/24, заявлена 13.05.2010, опубликована 20.11.2011).
Недостатками данного изобретения являются:
• расходуемые преимущественно на прогрев газоносного пласта высокие энергозатраты для нагрева воды, используемой в качестве теплоносителя;
• многостадийность получения смеси газа и теплоносителя, диоксида углерода и воды соответственно: каталитическая конверсия, по крайней мере, значительной части добываемых углеводородов при высоких температуре и давлении в присутствии катализаторов, содержащих драгоценные металлы, с предварительно получаемыми водяным паром или кислородом, разделение продуктов конверсии с извлечением теплоносителя методом конденсации или сорбции, причем в последнем случае продукты реакции необходимо сначала охладить до температуры сорбции, которая значительно ниже температуры конденсации теплоносителя, далее повторный нагрев холодного теплоносителя, при этом в чрезмерно усложненную схему теплопереноса включен еще и ядерный реактор, а подобное оборудование на газовых промыслах, как правило, отсутствует.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку через нагнетательные скважины карбонизированной воды и добычу нефти через добывающие скважины при поддержании отношения забойного давления в нагнетательных скважинах к давлению насыщения воды диоксидом углерода в интервале 1,1-2,2, при этом перед закачкой карбонизированной воды в нагнетательную скважину добавляют 0,01-1,00% катионного поверхностно-активного вещества (патент РФ на изобретение RU 2119580 С1, МПК Е21В 43/22, заявлен 16.06.1997, опубликован 27.09.1998).
Недостатками данного изобретения являются:
• низкая концентрация диоксида углерода в карбонизированной воде;
• низкая растворяемость высокомолекулярных соединений в карбонизированной воде.
Известен способ вытеснения нефти сверхкритическим диоксидом углерода из однородного обводненного пласта при 333°С и давлении до 15 МПа (Радаев А.В., Сабирзянов А.Н., Шакиров А.Н., Закиев И.Д., Давлетшин А.А. Вытеснение нефти сверхкритическим диоксидом углерода из однородного обводненного пласта [Электронный ресурс]// Сверхкритические Флюиды: Теория и Практика, 2009. – Том 4. – № 3 (07.04.2014). URL: http://www.scf-tp.ru/articles/2009_03/download/scf-tp_v004_03_2009_pp_07-15.pdf (дата обращения 19.09.2016)).
Недостатками данного способа являются: отсутствие технологических приемов ввода сверхкритического диоксида углерода в однородный обводненный пласт и низкий, до 10%, коэффициент извлечения нефти.
Известен также способ экстракции углеводородов из углеродсодержащего сырья, такого как угли, богхеды, горючие сланцы, нефтеносные песчаные породы, природные битумы, битуминозные породы, остаточные нефтепродукты, при этом указанное сырье приводят в контакт с диоксидом углерода, периодически меняя режимы сверхкритического и предкритического состояний диоксида углерода, благодаря чему процесс экстракции протекает при более низких давлениях в диапазоне 5,5-9,0 МПа и температурах в диапазоне 20-40°С и характеризуется более высокой избирательностью по отношению к растворению углеводородов (патент РФ на изобретение RU 2420558 С1, МПК С10G 1/04, заявлен 09.03.2010, опубликован 10.06.2011).
Недостатками данного способа является отсутствие технологических приемов ввода диоксида углерода в пласт и периодичность смены сверхкритического и предкритического состояний диоксида углерода, вызванная более низкой растворимостью углеводородов в диоксиде углерода в жидком состоянии по сравнению со сверхкритическим.
При создании изобретения ставилась задача создания способа увеличения притока нефти, газа, конденсата к скважинам за счет формирования системной обработки скважины, деградирующей по причине отложений высокомолекулярных соединений в области динамической конденсации, флюидом диоксида углерода с целью интенсификации растворения и извлечения высокомолекулярных соединений, а также повышения производительности скважины.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе извлечения нефти, газа, конденсата из скважины, включающем обработку скважины сверхкритическим флюидом диоксида углерода при снижении продуктивности скважины из-за отложений в призабойной зоне скважины высокомолекулярных соединений, регенерацию призабойной зоны скважины выполняют за счет временного перевода скважины из эксплуатационного состояния в регенерационное, при котором призабойную зону скважины сначала обрабатывают сверхкритическим флюидом диоксида углерода последовательно в динамическом и статическом режимах: в динамическом режиме регенерационного состояния последовательно чередуют периоды закачки сверхкритического флюида диоксида углерода, подаваемого в газоносный пласт через скважину при изменении давления от большего р1 к меньшему р2, а в статическом режиме регенерационного состояния призабойную зону скважины выдерживают при максимальном давлении сверхкритического флюида диоксида углерода, затем скважину подвергают экспозиции с выравниванием давления в скважине и газоносном пласте без дополнительного ввода сверхкритического флюида диоксида углерода в условиях спонтанного перемещения раствора «высокомолекулярные соединения-флюид» в газоносном пласте и возвращают в эксплуатационное состояние.
Целесообразно давление сверхкритического флюида диоксида углерода изменять от большего р1 к меньшему р2 ступенчато. При этом большее давление сверхкритического флюида диоксида углерода р1 равно 10 МПа, а меньшее давление сверхкритического флюида диоксида углерода р2 равно 8 МПа. Наличие динамического режима в регенерационном состоянии скважины в виде последовательно чередующихся периодов изменения давления закачки сверхкритического флюида диоксида углерода приводит к возникновению в призабойной зоне скважины упругих пульсаций сверхкритического флюида диоксида углерода, имеющего при повышенном давлении существенно большую плотность по сравнению с плотностью при пониженном давлении. В связи с этим при постоянстве массового расхода подаваемого в скважину сверхкритического флюида диоксида углерода скорость потока, его объемный расход и давление в устье скважины становятся переменными величинами, при этом изменение давления находится в диапазоне 1-2 МПа, что способствует деформации структуры газоносного пласта в призабойной зоне скважины, появлению и расширению микротрещин, ускорению доставки сверхкритического флюида диоксида углерода к конгломератам отложений высокомолекулярных соединений и их растворения во флюиде.
Целесообразно, чтобы продолжительность динамического режима регенерационного состояния скважины многократно превышала продолжительность единичного периода изменения давления сверхкритического флюида закачки диоксида углерода. Многократно повторяемый в течение динамического режима процесс изменения давления сверхкритического флюида закачки диоксида углерода способствует увеличению пористости газоносного пласта в призабойной зоне скважины.
Целесообразно продолжительность единичного периода изменения давления сверхкритического флюида закачки диоксида углерода оценивать по замедлению падения давления в призабойной зоне скважины, поскольку при формировании новых трещин газоносного пласта в призабойной зоне скважины трещины будут заполняться сверхкритическим флюидом диоксида углерода, что приведет к некоторому падению давления сверхкритического флюида диоксида углерода в призабойной зоне скважины, а в случае прекращения дальнейшего развития процесса формирования новых трещин давление в призабойной зоне скважины стабилизируется.
Целесообразно экспозицию с выравниванием давления в скважине и газоносном пласте осуществлять от 3 до 10 суток, что обеспечивает спонтанное перемещение раствора «высокомолекулярные соединения-флюид» в газоносном пласте к призабойной зоне скважины и формирует условия возможности дальнейшей эксплуатации скважины.
Заявляемый способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины иллюстрируется фигурами 1-4.
На фигуре 1 изображены различные фазы работы скважины:
а – эксплуатационное состояние скважины с высоким дебитом отбираемого продукта;
б – уменьшение дебита отбираемого продукта из-за отложений в призабойной зоне скважины высокомолекулярных соединений;
в – регенерационное состояние скважины с закачкой в нее сверхкритического флюида диоксида углерода для растворения высокомолекулярных соединений;
г – восстановление эксплуатационного состояния.
На фигуре 1 используются следующие обозначения:
1 – месторождение газа или газового конденсата;
2 – газоносный пласт месторождения;
3 – скважина;
4 – отложение высокомолекулярных соединений.
На фигуре 2 представлены характер изменения дебита отбираемого продукта при чередовании эксплуатационного и регенерационного состояний. На фигуре 3 представлен характер изменения давления сверхкритического флюида диоксида углерода в динамическом и статическом режимах регенерационного состояния скважины. На фигуре 4 представлен характер изменения давления диоксида углерода в течение периода изменения давления при динамическом режиме регенерационного состояния скважины.
Во время эксплуатационного состояния скважины с высоким дебитом отбираемого продукта (фигура 1а) в призабойной зоне скважины происходит отложение высокомолекулярных соединений, что приводит к постепенному уменьшению дебита отбираемого продукта (фигура 1б). Когда дебит отбираемого продукта снижается настолько, что добыча становится экономически нецелесообразной, скважину переводят в регенерационное состояние (фигура 2), при котором скважину обрабатывают сверхкритическим флюидом диоксида углерода (фигура 1в). На первой стадии регенерационного состояния скважины выдерживают динамический режим, который заключается в последовательном чередовании периодов закачки сверхкритического флюида диоксида углерода, подаваемого в газоносный пласт через скважину при изменении давления от большего р1 к меньшему р2 (фигура 3). При этом на каждом периоде закачки сверхкритического флюида диоксида углерода вначале поддерживают большее давление р1 (фигура 4), например 10 МПа, способствующее деформации структуры газоносного пласта в призабойной зоне скважины, появлению и расширению микротрещин, ускорению доставки сверхкритического флюида диоксида углерода к отложениям высокомолекулярных соединений и их растворению во флюиде. Затем давление закачки сверхкритического флюида диоксида углерода резко снижают до меньшего значения р2 (фигура 4), например до 8 МПа, при этом плотность сверхкритического флюида диоксида углерода уменьшается с 800 до 600 кг/м3, что приводит к увеличению его объема в призабойной зоне скважины и расширению за счет этого трещин в призабойной зоне скважины, интенсифицирующему подвод сверхкритического флюида диоксида углерода к отложениям высокомолекулярных соединений. Затем давление закачки сверхкритического флюида диоксида углерода резко поднимается (фигура 4) вновь до 10 МПа, что создает гидравлический удар величиной 2 МПа и дополнительное разрушение призабойной зоны скважины. Подобные периоды закачки сверхкритического флюида диоксида углерода в течение динамического режима регенерационного состояния скважины повторяют несколько раз, затем скважину переводят в статический режим регенерационного состояния, который заключается в выдержке призабойной зоны скважины при максимальном давлении сверхкритического флюида диоксида углерода в скважине (фигура 3). После завершения статического режима регенерационного состояния скважину подвергают экспозиции без дополнительного ввода сверхкритического флюида диоксида углерода. При этом происходит спонтанное перемещение раствора «высокомолекулярные соединения-флюид» в газоносном пласте с восстановлением возможности последующей откачки продукта. Завершение времени экспозиции скважины можно определить по выравниванию давления сверхкритического флюида диоксида углерода в скважине с пластовым давлением в соседних скважинах в эксплуатационном состоянии, после чего регенерационное состояние скважины считают завершенным и скважину переводят в эксплуатационное состояние (фигура 1г). Если давление сверхкритического флюида диоксида углерода в скважине в регенерационном состоянии остается существенно выше пластового давления в соседних скважинах в эксплуатационном состоянии и практически не изменяется, это означает, что отложения высокомолекулярных соединений в призабойной зоне скважины растворились не полностью и следует повторить регенерационное состояние скважины в соответствии с описанным способом.
Таким образом, способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины может быть реализован за счет формирования системной обработки скважины, деградирующей по причине отложений высокомолекулярных соединений в области динамической конденсации, флюидом диоксида углерода с целью интенсификации растворения и извлечения высокомолекулярных соединений, а также повышения производительности скважины.
Claims (7)
1. Способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины, включающий обработку скважины сверхкритическим флюидом диоксида углерода, отличающийся тем, что при снижении продуктивности скважины из-за отложений в призабойной зоне скважины высокомолекулярных соединений регенерацию призабойной зоны скважины выполняют за счет временного перевода скважины из эксплуатационного состояния в регенерационное, при котором призабойную зону скважины сначала обрабатывают сверхкритическим флюидом диоксида углерода последовательно в динамическом и статическом режимах, при этом в динамическом режиме регенерационного состояния последовательно чередуют периоды закачки сверхкритического флюида диоксида углерода, подаваемого в газоносный пласт через скважину, при изменении давления от большего р1 к меньшему р2, а в статическом режиме регенерационного состояния призабойную зону скважины выдерживают при максимальном давлении сверхкритического флюида диоксида углерода, затем скважину подвергают экспозиции с выравниванием давления в скважине и газоносном пласте без дополнительного ввода сверхкритического флюида диоксида углерода в условиях спонтанного перемещения раствора «высокомолекулярные соединения-флюид» в газоносном пласте и возвращают в эксплуатационное состояние.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что давление сверхкритического флюида диоксида углерода изменяют от большего р1 к меньшему р2 ступенчато.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что большее давление сверхкритического флюида диоксида углерода р1 равно 10 МПа.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что меньшее давление сверхкритического флюида диоксида углерода р2 равно 8 МПа.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что продолжительность динамического режима регенерационного состояния скважины многократно превышает продолжительность единичного периода изменения давления сверхкритического флюида закачки диоксида углерода.
6. Способ по п. 3, отличающийся тем, что продолжительность единичного периода изменения давления сверхкритического флюида закачки диоксида углерода оценивают по замедлению падения давления в призабойной зоне скважины.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что экспозицию с выравниванием давления в скважине и газоносном пласте осуществляют от 3 до 10 суток.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016138452A RU2636988C1 (ru) | 2016-09-28 | 2016-09-28 | Способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016138452A RU2636988C1 (ru) | 2016-09-28 | 2016-09-28 | Способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2636988C1 true RU2636988C1 (ru) | 2017-11-29 |
Family
ID=60581427
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016138452A RU2636988C1 (ru) | 2016-09-28 | 2016-09-28 | Способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2636988C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2763192C1 (ru) * | 2021-03-29 | 2021-12-28 | Алексей Леонидович Западинский | Способ добычи углеводородов |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3948323A (en) * | 1975-07-14 | 1976-04-06 | Carmel Energy, Inc. | Thermal injection process for recovery of heavy viscous petroleum |
RU2323327C1 (ru) * | 2006-09-28 | 2008-04-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Московский государственный горный университет" (МГГУ) | Способ извлечения метана из угольного пласта |
RU2365747C2 (ru) * | 2004-08-10 | 2009-08-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ добычи газа из подземной формации (варианты) |
RU2418158C2 (ru) * | 2006-02-16 | 2011-05-10 | ШЕВРОН Ю. Эс. Эй. ИНК. | Способ извлечения керобитумов из подземной сланцевой формации и способ разрыва подземной сланцевой формации |
RU2420558C1 (ru) * | 2010-03-09 | 2011-06-10 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа Сибирского отделения Российской академии наук | Способ извлечения углеводородов и углеродсодержащего сырья диоксидом углерода |
RU2576267C1 (ru) * | 2015-01-15 | 2016-02-27 | Владимир Георгиевич Кирячек | Способ комбинированного воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, и устройство для осуществления способа |
-
2016
- 2016-09-28 RU RU2016138452A patent/RU2636988C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3948323A (en) * | 1975-07-14 | 1976-04-06 | Carmel Energy, Inc. | Thermal injection process for recovery of heavy viscous petroleum |
RU2365747C2 (ru) * | 2004-08-10 | 2009-08-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ добычи газа из подземной формации (варианты) |
RU2418158C2 (ru) * | 2006-02-16 | 2011-05-10 | ШЕВРОН Ю. Эс. Эй. ИНК. | Способ извлечения керобитумов из подземной сланцевой формации и способ разрыва подземной сланцевой формации |
RU2323327C1 (ru) * | 2006-09-28 | 2008-04-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Московский государственный горный университет" (МГГУ) | Способ извлечения метана из угольного пласта |
RU2420558C1 (ru) * | 2010-03-09 | 2011-06-10 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа Сибирского отделения Российской академии наук | Способ извлечения углеводородов и углеродсодержащего сырья диоксидом углерода |
RU2576267C1 (ru) * | 2015-01-15 | 2016-02-27 | Владимир Георгиевич Кирячек | Способ комбинированного воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, и устройство для осуществления способа |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2763192C1 (ru) * | 2021-03-29 | 2021-12-28 | Алексей Леонидович Западинский | Способ добычи углеводородов |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2344280C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов направленно-горизонтальными скважинами | |
Zhou et al. | The dominant mechanism of enhanced heavy oil recovery by chemical flooding in a two-dimensional physical model | |
CA2631977C (en) | In situ thermal process for recovering oil from oil sands | |
US9551207B2 (en) | Pressure assisted oil recovery | |
RU2518684C2 (ru) | Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора (варианты) | |
CA2788894C (en) | Enhanced bitumen recovery using high permeability pathways | |
EA032858B1 (ru) | Способ разрыва пласта в месторождении | |
US8770289B2 (en) | Method and system for lifting fluids from a reservoir | |
RU2231631C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
CA1116510A (en) | High vertical conformance steam drive oil recovery method | |
RU2636988C1 (ru) | Способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины | |
US8061422B2 (en) | Process for enhancing the production of oil from depleted, fractured reservoirs using surfactants and gas pressurization | |
RU2066744C1 (ru) | Способ интенсификации добычи нефти | |
Nagar et al. | Effective Wellbore Cleanup and Improvement of Injection Performance and Conformance Using Coil Tubing Conveyed Tool for Waveform Dominated Fluid Dispersion and Pin-Point Chemical Placement During Well Stimulation | |
RU2613644C9 (ru) | Способ извлечения нефти, конденсата и высокомолекулярных соединений | |
WO2021010935A1 (ru) | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки призабойной зоны продуктивного пласта скважины «tbc-ehr» | |
RU2669949C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемых нефтяных залежей | |
RU2281387C2 (ru) | Способ воздействия на флюид нефтяных месторождений при добыче нефти | |
US9109443B2 (en) | Formulation and method of use for exploitation of heavy and extra heavy oil wells | |
RU2285117C2 (ru) | Способ разработки месторождений углеводородов | |
RU2344279C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
Poplygin et al. | Assessment of the Elastic-Wave Well Treatment in Oil-Bearing Clastic and Carbonate Reservoirs | |
RU2193649C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2801030C2 (ru) | Способ разработки месторождений трудноизвлекаемых углеводородов | |
Singh et al. | THAI-CAPRI Technology for Heavy Crude Reserves |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
HE4A | Notice of change of address of a patent owner |
Effective date: 20190715 |