RU2645058C1 - Method for development of high-viscous oil deposit with cyclic steam soaking - Google Patents
Method for development of high-viscous oil deposit with cyclic steam soaking Download PDFInfo
- Publication number
- RU2645058C1 RU2645058C1 RU2017104476A RU2017104476A RU2645058C1 RU 2645058 C1 RU2645058 C1 RU 2645058C1 RU 2017104476 A RU2017104476 A RU 2017104476A RU 2017104476 A RU2017104476 A RU 2017104476A RU 2645058 C1 RU2645058 C1 RU 2645058C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- steam
- formation
- proppant
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 title abstract description 6
- 238000002791 soaking Methods 0.000 title 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 47
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims abstract description 45
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 41
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 19
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 11
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 5
- 238000005303 weighing Methods 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 10
- 238000013021 overheating Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000001351 cycling effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 36
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 9
- 101100478173 Drosophila melanogaster spen gene Proteins 0.000 description 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 101100513476 Mus musculus Spen gene Proteins 0.000 description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 4
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 3
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000005488 sandblasting Methods 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- SOIFLUNRINLCBN-UHFFFAOYSA-N ammonium thiocyanate Chemical compound [NH4+].[S-]C#N SOIFLUNRINLCBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hcl hcl Chemical compound Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 1
- IEDVJHCEMCRBQM-UHFFFAOYSA-N trimethoprim Chemical compound COC1=C(OC)C(OC)=CC(CC=2C(=NC(N)=NC=2)N)=C1 IEDVJHCEMCRBQM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может быть использовано для добычи высоковязкой нефти при пароциклическом воздействии на продуктивный пласт, сложенный карбонатными породами.The invention relates to the field of development of oil fields and can be used for the production of highly viscous oil with a parocyclic effect on the reservoir, composed of carbonate rocks.
Известен способ разработки залежей высоковязких нефтей путем паротеплового воздействия (патент RU №2361074, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.07.2009 г., бюл. №19), включающий закачку чередующимися оторочками раствора реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа, и пара. В качестве указанного реагента используют карбамид, закачку указанного раствора осуществляют через пароциклическую добывающую скважину не менее чем двумя оторочками, после закачки последней оторочки пара осуществляют закачку оторочки нефти, выдерживают указанную скважину для пропитки, затем пускают в эксплуатацию, при этом указанный раствор дополнительно содержит аммиачную селитру, аммоний роданистый, комплексное поверхностно-активное вещество (ПАВ) Нефтенол ВВД, или смесь неионогенного ПАВ - АФ9-12, или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфонола, или NPS-6.There is a method of developing deposits of high viscosity oils by heat and steam (patent RU No. 2361074, IPC EV 43/24, publ. 07/10/2009, bull. No. 19), including the injection of alternating rims of the reagent solution, under the influence of temperature decomposing with the release of carbon dioxide , and a couple. Urea is used as the indicated reagent, the solution is injected through a steam-cyclic production well with at least two rims, after the last rim of the steam is injected, the oil rim is injected, the indicated well is kept for impregnation, and then it is put into operation, while the specified solution additionally contains ammonium nitrate , ammonium thiocyanate, complex surface-active substance (surfactant) Neftenol VVD, or a mixture of non-ionic surfactant - AF9-12, or NP-40, or NP-50 and anionic PA - volgonata or sulfonol, or NPS-6.
Недостатки способа:The disadvantages of the method:
- во-первых, низкая эффективность паротеплового воздействия на пласт, поскольку при реализации способа не определено допустимое давление нагнетания пара в скважину в зависимости от карбонатных или терригенных пород. Допустимое давление закачки пара в зависимости от типа породы имеет наиважнейшее значение при разработке залежи высоковязкой нефти путем пароциклического воздействия, поэтому при реализации данного способа высока вероятность прорыва покрышки (кровли) пласта под действием давления нагнетания пара, и, как следствие, ухода пара в другой горизонт, с другой стороны, при недостаточном давлении пара пласт не будет полностью охвачен паротепловым воздействием, что также снижает объем паровой камеры;- firstly, the low efficiency of the steam and thermal effects on the reservoir, since the implementation of the method does not determine the permissible pressure of steam injection into the well depending on the carbonate or terrigenous rocks. The permissible steam injection pressure, depending on the type of rock, is of the utmost importance when developing a highly viscous oil deposit by means of steam pressure, therefore, when implementing this method, the formation (roof) of the formation is likely to break through the pressure of the vapor injection, and, as a result, the vapor leaves the other horizon , on the other hand, with insufficient steam pressure, the formation will not be completely covered by the steam-thermal effect, which also reduces the volume of the steam chamber;
- во-вторых, низкое качество паротеплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью раствором реагента, в качестве которого применяют карбамид, оказывающий корродирующее действие в скважине, кроме того, его растворение в воде (конденсате пара) является эндотермической реакцией, которая сопровождается снижением температуры в пласте. Кроме того, химические реагенты закачиваются в пласт раздельно без смешивания на устье, что может привести к неконтролируемой химической реакции в пласте высоковязкой нефти;- secondly, the low quality of the steam-thermal effect on the formation with a highly viscous oil with a reagent solution, which is used as carbamide, which has a corrosive effect in the well, in addition, its dissolution in water (steam condensate) is an endothermic reaction, which is accompanied by a decrease in temperature in the formation . In addition, chemicals are injected into the formation separately without mixing at the wellhead, which can lead to an uncontrolled chemical reaction in the formation of highly viscous oil;
- в-третьих, снижение коллекторских свойств пласта, так как вместе с закачкой пара поочередно закачивается большое количество химических реагентов: карбамида, аммиачной селитры, аммония роданистого, комплексного ПАВ и т.д.;- thirdly, a decrease in the reservoir properties of the formation, since together with the injection of steam, a large number of chemicals are simultaneously pumped: urea, ammonium nitrate, rhodanum ammonium, a complex surfactant, etc .;
- в-четвертых, высокие тепловые потери, так как теплоноситель (пар с химическими реагентами) закачивается в пласт с высоковязкой нефтью по межтрубному пространству и разогретый пласт быстро остывает ввиду отсутствия герметизации при реализации способа. В результате температура в пласте быстро уменьшается до исходной, а вязкость нефти возрастает.- fourthly, high heat loss, since the coolant (steam with chemical reagents) is pumped into the reservoir with highly viscous oil through the annulus and the heated reservoir cools quickly due to the lack of sealing during the implementation of the method. As a result, the temperature in the reservoir rapidly decreases to the initial one, and the viscosity of the oil increases.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью (патент RU №2164289, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.03.2001 г., бюл. №8), включающий бурение вертикальной скважины в залежи высоковязкой нефти с вскрытием продуктивного пласта, крепление вертикальных скважин обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн в интервале продуктивного пласта, закачку через скважину расчетного количества парогазового теплоносителя, содержащего водяной пар, растворимый в нефти газ, и неконденсирующийся газ, спуск в вертикальную скважину колонны труб с насосом и отбор разогретой продукции из скважины.The closest in technical essence and the achieved result is a method of cyclic exposure to a bottom-hole zone of a formation with viscous oil by steam-gas coolant (patent RU No. 2164289, IPC ЕВВ 43/24, published March 20, 2001, bull. No. 8), including vertical drilling wells in a highly viscous oil reservoir with an opening of the reservoir, vertical wells being fixed with casing strings, perforation of casing strings in the interval of the reservoir, injection of the estimated amount of combined-cycle coolant containing water through the well steam, oil-soluble gas, and non-condensable gas, descent of a pipe string with a pump into a vertical well and the selection of heated products from the well.
Недостатки способа:The disadvantages of the method:
- во-первых, низкий охват паротепловым воздействием продуктивного пласта с высоковязкой нефтью. Это обусловлено тем, что не обеспечивается прогрев (неглубокое проникновение пара от ствола скважины вглубь продуктивного пласта) продуктивного пласта по горизонтали, вследствие чего снижаются объемы отбора разогретой нефти после паровой пропитки продуктивного пласта;- firstly, the low coverage of the steam and thermal effects of the reservoir with high viscosity oil. This is due to the fact that heating (shallow penetration of steam from the wellbore deep into the reservoir) of the reservoir is not ensured horizontally, as a result of which the selection of heated oil after steam impregnation of the reservoir is reduced;
- во-вторых, низкая эффективность паротеплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью, обусловленная большим расходом пара и отсутствием горизонтальной гидродинамической связи по толщине продуктивного пласта;- secondly, the low efficiency of the steam-thermal effect on the formation with high-viscosity oil, due to the high consumption of steam and the lack of horizontal hydrodynamic connection across the thickness of the reservoir;
- в-третьих, низкие объемы отбора разогретой высоковязкой нефти после пароциклического воздействия на продуктивный пласт ввиду не эффективного прогревания продуктивного пласта;- thirdly, low volumes of selection of preheated highly viscous oil after a steam cycle effect on the reservoir due to inefficient heating of the reservoir;
- в-четвертых, перегрев верхней части продуктивного пласта до температур, опасных для обсадной колонны скважины, из-за того, что свободный кислород вступает в реакцию жидкофазного окисления с пластовой нефтью с выделением дополнительного тепла непосредственно в пласте;- fourthly, overheating of the upper part of the reservoir to temperatures that are dangerous for the casing of the well, due to the fact that free oxygen enters into the reaction of liquid-phase oxidation with the reservoir oil with the release of additional heat directly in the reservoir;
- в-пятых, высокие энергетические затраты по стволу скважины, обусловленные высокими тепловыми потерями, так как пар закачивается через скважину, а не по колонне труб, поэтому основная часть тепла расходуется на разогревание крепления обсадной колонны.- fifthly, high energy costs along the wellbore, due to high heat losses, since steam is pumped through the well, and not through the pipe string, so the bulk of the heat is spent on heating the casing string.
Техническими задачами изобретения являются увеличение охвата продуктивного пласта, повышение эффективности паротеплового воздействия, увеличение отбора разогретой высоковязкой нефти после пароциклического воздействия, исключение перегрева верхней части продуктивного пласта и сокращение тепловых потерь по стволу скважины.The technical objectives of the invention are to increase the coverage of the reservoir, increase the efficiency of the steam and thermal treatment, increase the selection of heated high-viscosity oil after the steam cycle, prevent overheating of the upper part of the reservoir and reduce heat loss along the wellbore.
Поставленные задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием, включающим бурение вертикальной скважины в залежи высоковязкой нефти, крепление вертикальной скважины обсадной колонной, перфорацию обсадной колонны в интервале продуктивного пласта, закачку через скважину в продуктивный пласт парогазового теплоносителя, спуск в скважину колонны труб с насосом и отбор разогретой продукции из скважины.The tasks are solved by the method of developing a highly viscous oil deposit by paracyclic action, including drilling a vertical well in a highly viscous oil deposit, attaching a vertical well to a casing string, perforating a casing string in the interval of a productive formation, injecting a vapor-gas coolant through a well into a producing formation, and lowering a pipe string with a pump into the well and selection of heated products from the well.
Новым является то, что перфорацию в интервале продуктивного пласта, сложенного карбонатными породами, производят гидропескоструйным перфоратором с образованием перфорационных отверстий диаметром 20 мм, после чего осуществляют проппантный пенокислотный гидроразрыв пласта с образованием трещины разрыва закачкой гелированной жидкости разрыва с последующим ее развитием и креплением в пять стадий чередующимися порциями пенокислоты в равных объемах и пенокислоты с добавлением проппантной смеси массой по 2 т в каждой стадии, состоящей из проппанта крупной фракции 12/18 меш и цилиндрического проппанта фракции 12/16 меш в процентном соотношении 60/40, причем на каждой последующей стадии концентрацию проппантной смеси повышают ступенчато от 200 до 600 кг/м3 с шагом 100 кг/м3, причем концентрация кислоты в пене составляет не менее 16%, при этом для снижения потерь тепла в начале пароциклического воздействия прогревают скважину циркуляцией пара до прекращения выхода конденсата из обратной линии, причем в скважину спускают колонну труб, оснащенную снизу вверх обратным клапаном, замковой опорой вставного штангового насоса, перепускным клапаном, пакером, размещают колонну труб в скважине так, чтобы пакер находился напротив кровли верхней части продуктивного пласта, затем в колонну труб на колонне штанг спускают вставной штанговый насос и фиксируют его в замковой опоре, после чего в скважину в течение 14 сут закачивают пар в объеме 40 т/сут, после чего скважину закрывают и выдерживают в течение 14 сут на пропитку, затем отбирают разогретую высоковязкую нефть, после снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины циклы закачки пара и отбора разогретой высоковязкой нефти повторяют.New is that the perforation in the interval of the reservoir, composed of carbonate rocks, is carried out by a sandblasting perforator with the formation of perforation holes with a diameter of 20 mm, after which proppant foam-acid hydraulic fracturing is carried out with the formation of a fracture gap by injection of gelled fracturing fluid with its subsequent development and fixing in five stages alternating portions of foam acid in equal volumes and foam acid with the addition of a proppant mixture weighing 2 tons in each stage, consisting of roppanta
На фиг. 1 схематично изображен предлагаемый способ в процессе проведения ГРП.In FIG. 1 schematically shows the proposed method in the process of hydraulic fracturing.
На фиг. 2 и 3 схематично изображен предлагаемый способ в процессе пароциклического воздействия через трещину ГРП.In FIG. 2 and 3 schematically depict the proposed method in the process of a steam cycle through a fracture.
Предлагаемый способ реализуют следующим образом.The proposed method is implemented as follows.
Производят бурение и крепление вертикальной скважины 1 (см. фиг. 1) обсадной колонной 1'. В скважине 1 обсадную колонну 1' перфорируют в интервале продуктивного пласта 2, сложенного карбонатными породами. Перфорацию производят гидропескоструйным перфоратором (не показано) с образованием перфорационных отверстий 3 (см. фиг. 1) диаметром 20 мм.Drilling and fastening of the vertical well 1 (see Fig. 1) by casing 1 'is carried out. In the
Диаметр перфорационных отверстий 3, равный 20 мм, необходим для прохождения проппанта крупных фракций размером 12/18 меш. Такой размер отверстий исключает преждевременное прекращение закачки проппанта в трещину разрыва вследствие резкого скачка давления, т.е. получение «СТОПа».The diameter of the
После перфорации производят проппантный пенокислотный ГРП 2. Для этого спускают в скважину 1 технологическую колонну труб 4 с технологическим пакером 5. Сажают технологический пакер 5 выше кровли 5' продуктивного пласта 2, например, на 5 м. Пакер 5 герметизирует заколонное пространство 6 и предохраняет обсадную колонну 1' скважины 1 от воздействия высоких давлений, возникающих при проведении ГРП.After perforation, proppant foam acid fracturing is carried out 2. For this, a
Осуществляют проппантный пенокислотный ГРП 2.Carry out proppant
По технологической колонне труб 4 через перфорационные отверстия 3 в продуктивный пласт 2 производят закачку гелеобразной жидкости разрыва для образования и направления трещины разрыва 7.On the technological string of
Необходимый объем гелеобразной жидкости разрыва (Vсш) готовят из расчета 1,5 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта 2. Например, при толщине продуктивного пласта Н=10 м Vсш будет равен:The required volume of gelled fracturing fluid (V cw) prepared at the rate of 1.5 m 3 per 1 m thickness of the producing
Гелеобразную жидкость разрыва закачивают с расходом 0,4 м3.The gel-like fracturing fluid is pumped at a flow rate of 0.4 m 3 .
В качестве гелеобразной жидкости разрыва применяют, например, сшитый гель, который готовят любым известным способом.As a gel-like rupture liquid, for example, a cross-linked gel is used, which is prepared by any known method.
Затем развивают и закрепляют трещину разрыва 7 в пять стадий чередующимися порциями пенокислоты в равных объемах и пенокислоты с добавлением проппантной смеси массой по 2 т в каждой стадии, состоящей из проппанта крупной фракции 12/18 меш и цилиндрического проппанта фракции 12/16 меш в процентном соотношении 60/40.Then,
На каждой последующей стадии концентрацию проппантной смеси повышают ступенчато от 200 до 600 кг/м3 с шагом 100 кг/м3.At each subsequent stage, the concentration of the proppant mixture is increased stepwise from 200 to 600 kg / m 3 in increments of 100 kg / m 3 .
Для этого сначала определяют объем соляной кислоты HCl (Vк-ты) для проведения ГРП из расчета 5 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта 2 (определено опытным путем):To do this, first determine the volume of hydrochloric acid HCl (V to-you ) for hydraulic fracturing at the rate of 5 m 3 per 1 m of the thickness of the reservoir 2 (determined experimentally):
Например, как указано выше, пласт 2 имеет толщину Н=10 м, значит необходимый объем кислоты равен:For example, as indicated above,
Vк-ты=10 м ⋅ 5 м3/м = 50 м3.V to-you = 10 m ⋅ 5 m 3 / m = 50 m 3 .
Для эффективного проведения пенокислотного ГРП 2 концентрация кислоты в пене (Спен) должна составлять не менее 16%, т.е. Спен > 16%. Известно, что в пене концентрация кислоты снижается, поэтому необходимо использовать кислоту с большей концентрацией. Исходя из концентрации кислоты, определяем ее концентрацию в пене. Массовая концентрация HCl в товарной кислоте Стов, в пене Спен и качество пены Q связаны между собой соотношением:For the effective conduct of
Например, имеется в наличии HCl с максимальной 35%-ной концентрацией, качество пены (Q) на забое скважины 45÷50%, примем Q=47%.For example, HCl with a maximum concentration of 35% is available, the quality of the foam (Q) at the bottom of the well is 45 ÷ 50%, we take Q = 47%.
Тогда, подставляя в формулу (3), вычислим концентрацию кислоты в пене Спен:Then, substituting in the formula (3), we calculate the concentration of acid in Spen foam:
47 = (1 - Спен / 35%)⋅100,47 = (1 - Sleep / 35%) ⋅100,
(1 - Спен / 35%) = 47/100,(1 - Spen / 35%) = 47/100,
Спен / 35% = (1-(47/100)),Sleep / 35% = (1- (47/100)),
Спен = (1-(47/100))⋅35%,Spen = (1- (47/100)) ⋅35%,
Спен = (1-(47/100))⋅35%=18,55%.Spen = (1- (47/100)) ⋅35% = 18.55%.
Поскольку для эффективного проведения пенокислотного ГРП 2 концентрация кислоты в пене Спен должна составлять не менее 16%, то вышеуказанное условие выполняется (18,55% > 16%).Since the concentration of acid in Spen foam must be at least 16% for the effective implementation of the
Далее, согласно плану закачки, приведенному в таблице, готовят 50 м3 пенокислоты. Для приготовления на устье скважины пенокислоты в емкость (не показана) заливают компоненты в следующих пропорциях:Further, according to the injection plan shown in the table, 50 m 3 of foam acid is prepared. To prepare foam acid at the wellhead, components in the following proportions are poured into a container (not shown):
Затем насосным агрегатом, например ЦА-320, подают смесь компонентов из емкости в технологическую колонну труб 4 и одновременно с насосным агрегатом запускают в работу компрессор (на фиг. 1 не показано), который через тройник (на фиг. 1 не показано), также нагнетает в технологическую колонну труб 4 газообразный азот для образования пенокислоты. Производят развитие и крепление (расклинивание проппантом) трещины разрыва 7 (см фиг. 1) в пять стадий, причем на каждой последующей стадии концентрацию проппантной смеси повышают ступенчато от 200 до 600 кг/м3 с шагом 100 кг/м3. Газообразный азот подается с расходом 60 м3/мин на каждой стадии.Then, a pump unit, for example, CA-320, feeds a mixture of components from the tank into the
Первая стадия:First stage:
- для развития трещины разрыва 7 закачивают пенокислоту 8' в объеме 4 м3 с расходом 0,3 м3/мин;- for the development of a
- для крепления трещины разрыва 7 закачивают пенокислоту 8' в объеме 10 м3 с расходом 0,3 м3/мин со смесью проппантов 9' в концентрации 200 кг/м3, при этом проппант крупной фракции 12/18 меш - 1200 кг и цилиндрический проппант фракции 12/16 меш - 800 кг (всего 2000 кг).- for
Вторая стадия:Second stage:
- для развития трещины разрыва 7 закачивают пенокислоту 8'' в объеме 4 м3 с расходом 0,3 м3/мин;- for the development of a
- для крепления трещины разрыва 7 закачивают пенокислоту 8'' в объеме 6,7 м3 с расходом 0,3 м3/мин со смесью проппантов 9'' в концентрации 300 кг/м3, при этом проппант крупной фракции 12/18 меш - 1200 кг и цилиндрический проппант фракции 12/16 меш - 800 кг (всего 2000 кг).- to fix the
Третья стадия:Third stage:
- для развития трещины разрыва 7 закачивают пенокислоту 8''' в объеме 4 м3 с расходом 0,3 м3/мин;- for the development of a
- для крепления трещины разрыва 7 закачивают пенокислоту 8''' в объеме 5 м3 с расходом 0,3 м3/мин со смесью проппантов 9''' в концентрации 400 кг/м3, при этом проппант крупной фракции 12/18 меш - 1200 кг и цилиндрический проппант фракции 12/16 меш -800 кг (всего 2000 кг).- to fix the
Четвертая стадия:Fourth stage:
- для развития трещины разрыва 7 закачивают пенокислоту 8'''' в объеме 4 м3 с расходом 0,3 м3/мин;- for the development of a
- для крепления трещины разрыва 7 закачивают пенокислоту 8'''' в объеме 4 м3 с расходом 0,3 м3/мин со смесью проппантов 9'''' в концентрации 500 кг/м3, при этом проппант крупной фракции 12/18 меш - 1200 кг и цилиндрический проппант фракции 12/16 меш - 800 кг (всего 2000 кг).- to fix the
Пятая стадия:Fifth stage:
- для развития трещины разрыва 7 закачивают пенокислоту 8''''' в объеме 4 м3 с расходом 0,3 м3/мин;- for the development of a
- для крепления трещины разрыва 7 закачивают пенокислоту 8''''' в объеме 3,3 м3 с расходом 0,3 м3/мин со смесью проппантов 9''''' в концентрации 600 кг/м3, при этом проппант крупной фракции 12/18 меш - 1200 кг и цилиндрический проппант фракции 12/16 меш - 800 кг (всего 2000 кг).- to fix the
По окончании пятой стадии производят продавку пенокислоты и проппантной смеси 9''''' технической водой, например, плотностью 1100 кг/м3 в объеме, равном объему технологической колонны труб 4, например, Vтр=5 м3 с расходом 0,5 м3/мин в трещину разрыва 10, образовавшуюся в результате постадийного развития и закрепления первоначальной трещины разрыва 7.At the end of the fifth stage, the foam acid and the proppant mixture 9 ’’ ’are pumped with technical water, for example, with a density of 1100 kg / m 3 in a volume equal to the volume of the
Последовательность проведения пенокислотного ГРП сведена в таблицу.The sequence of the foam acid fracturing is tabulated.
По завершении ГРП закрывают скважину 1 и осуществляют технологическую выдержку в течение 30 мин, после чего стравливают давление из скважины 1. Распакеровывают технологический пакер 5, т.е. разгерметизируют заколонное пространство 6 скважины 1 и извлекают технологическую колонну труб 4 с пакером 5 из скважины 1. Процесс ГРП закончен.At the end of the hydraulic fracturing, the
Сущность проведения пенокислотного ГРП заключается в том, что при его проведении используется не обычная кислота, а аэрированный раствор ПАВ в HCl в виде пены, который развивает трещину разрыва в пласте в процессе ГРП, что способствует проникновению НС1 совместно с пеной в неотреагированном состоянии вглубь пласта, что увеличивает охват продуктивного пласта паром при дальнейшем паротепловом воздействии.The essence of the foam acid fracturing is that it does not use ordinary acid, but an aerated surfactant solution in HCl in the form of foam, which develops a fracture fracture in the formation during hydraulic fracturing, which facilitates the penetration of HC1 together with the foam into the unreacted state deep into the formation, which increases the coverage of the reservoir by steam with further steam and thermal exposure.
В 2-3 раза в сравнении с прототипом увеличивается охват паротепловым воздействием продуктивного карбонатного пласта с высоковязкой нефтью, так как применение пенокислоты для проведения ГРП замедляет растворение карбонатного материала в кислоте, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт. В результате этого к дренированию приобщаются удаленные от скважины 1 участки продуктивного пласта 2, ранее недостаточно или совершенно не охваченные процессом фильтрации. Кроме того, малая плотность солянокислотной пены (400-800 кг/м3) и ее повышенная вязкость позволяют существенно увеличить охват воздействием кислоты на трещину при ее одновременном развитии и расклинивании.By 2–3 times in comparison with the prototype, the coverage of the productive carbonate formation with high viscosity oil with the steam-thermal effect increases, since the use of foam acid for hydraulic fracturing slows down the dissolution of carbonate material in acid, which contributes to a deeper penetration of the active acid into the formation. As a result of this, sections of the
Цилиндрический проппант в трещине разрыва 10 увеличивает пористость проппантной смеси, что улучшает проницаемость и степень очистки от продуктов распада жидкости разрыва, а наличие в пене дисперсной газовой фазы с большой удельной поверхностью способствует эффективному выносу из призабойной зоны пласта твердых кольматантов, что в дальнейшем создает условия для более глубокого проникновения пара в пласт путем образования горизонтальной гидродинамической связи по толщине продуктивного пласта, что повышает эффективность паротеплового воздействия в целом.Cylindrical proppant in the
Повышается эффективность паротеплового воздействия на пласт 2 за счет создания высокопроводящей трещины разрыва 10, закрепленной проппантной смесью, благодаря чему снижается расход пара, затрачиваемого на разогревание залежи.The efficiency of the steam-thermal effect on the
Для снижения потерь тепла в начале пароциклического воздействия в скважину 1 до перфорационных отверстий 3 спускают колонну труб (не показана), по которой производят закачку пара. Прогревают скважину 1 циркуляцией пара по колонне труб с выходом по межколонному пространству (не показано), обвязанным с обратной линией с желобной емкостью (1-3 не показано) до прекращения выхода конденсата из обратной линии (наблюдают визуально) в желобную емкость. Извлекают колонну труб.To reduce heat loss at the beginning of the cyclic effect, a pipe string (not shown) is lowered into the
Затем силами цеха подземного ремонта нефтегазодобывающего управления в скважину 1 спускают колонну труб 11 (см. фиг. 2), оснащенную снизу вверх обратным клапаном 12, замковой опорой 13, перепускным клапаном 14, пакером 15. Размещают колонну труб 11 в скважине 1 так, чтобы пакер 15 находился напротив кровли продуктивного пласта 2. В колонну труб 11 на колонне штанг 16 спускают вставной штанговый насос 17, фиксируют его в замковой опоре 13.Then, by the forces of the underground repair shop for oil and gas production control, a
Далее в продуктивный пласт 2 по колонне труб 11 через перепускной клапан 14, подпакерное пространство 18 и перфорированные отверстия 3, при закрытом обратном клапане 12 в течение 14 суток закачивают пар при температуре 235-239°С в объеме 40 т/сут, например, закачку пара ведут под давлением Рп=3,1-3,3 МПа, т.е. давление открытия перепускных клапанов 14 Рп=3,1 МПа.Next, into the
После закачки пара скважину 1 закрывают и выдерживают в течение 14 сут на пропитку. В процессе пропитки запускается процесс тепло- и массообмена, капиллярного тока нефти, происходит снижение вязкости нефти.After steam injection, well 1 is closed and soaked for 14 days for impregnation. In the process of impregnation, the process of heat and mass transfer, the capillary flow of oil, starts, the viscosity of the oil decreases.
Закачка пара позволяет прогреть пласт 2, улучшить качество реакции HCl с породой карбонатного пласта и условия очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции: присутствие ПАВ снижает поверхностное натяжение как активной, так и отреагировавшей кислоты на границе с нефтью, а наличие сжатого газа в отреагировавшем растворе, расширяющегося во много раз при освоении скважины (при снижении забойного давления), создает условия для увеличения объемов отбора разогретой высоковязкой нефти после пароциклического воздействия.Steam injection allows warming up
Из-за наличия горизонтальной гидродинамической связи пород продуктивного пласта 2 посредством трещины разрыва 10 исключается перегрев верхней части продуктивного пласта 2 до температур, опасных для обсадной колонны 1' скважины 1.Due to the horizontal hydrodynamic connection between the rocks of the
Снижаются энергетические затраты по обсадной колонне 1' скважины 1, так как сокращаются тепловые потери, поскольку пар закачивается по колонне труб 9, изолированной от обсадной колонны 1' скважины 1 пакером 15, поэтому потери тепла на обсадной колонне минимальны (только в интервалах перфорации).Energy costs are reduced for casing 1 'of
Перед спуском вставного штангового насоса 17 в колонну труб 11 определяют давление гидростатического столба жидкости в колонне труб 11, образованной вследствии конденсации пара, создаваемое на перепускной клапан 14:Before the
где Pст - давление гидростатического столба жидкости на перепускной клапан 14, МПа;where P article - the pressure of the hydrostatic column of liquid on the
ρ - плотность жидкости, кг/м3. Примем ρ=950 кг/м3;ρ is the density of the liquid, kg / m 3 . Take ρ = 950 kg / m 3 ;
Н - высота гидростатического столба жидкости от устья до перепускного клапана 14, м. Примем Н=285 м.N is the height of the hydrostatic column of liquid from the mouth to the
Подставляя числовые значения в формулу 4, получим:Substituting the numerical values in the
Рст=950 кг/м3 ⋅ 9,8 м/с2 ⋅ 285 м = 2,65 МПа.P st = 950 kg / m 3 ⋅ 9.8 m / s 2 ⋅ 285 m = 2.65 MPa.
Для того чтобы перепускной клапан 14 не открылся при отборе высоковязкой нефти вставным штанговым насосом 17, необходимо выполнение условия:In order for the
Подставляя числовые значения в условие (5), получим:Substituting the numerical values in condition (5), we obtain:
3,1 МПа > 2,65 МПа.3.1 MPa> 2.65 MPa.
Условие (5) выполняется. Таким образом, давление гидростатического столба жидкости в колонне труб 11 не превышает давления закачки пара, что позволяет отбирать разогретую высоковязкую нефть и исключить обратный переток высоковязкой нефти из колонны труб 11.Condition (5) is satisfied. Thus, the pressure of the hydrostatic column of liquid in the
По окончании пропитки скважины через 14 суток ее открывают. После чего запускают в работу вставной штанговый насос 17 (см. фиг. 3) в работу, который отбирает по колонне труб 11 на устье скважины 1 высоковязкую нефть через перфорационные отверстия 3 и открытый обратный клапан 12. Таким образом, скважину 1 эксплуатируют до рентабельного значения дебита высоковязкой нефти.At the end of the well treatment, after 14 days it is opened. After that, the plug-in sucker rod pump 17 (see Fig. 3) is launched into operation, which selects high viscosity oil through the
Отбор разогретой нефти продолжают до снижения дебита скважины до рентабельно обоснованной величины. Рентабельность - это относительный показатель экономической эффективности скважины. При снижении дебита ниже рентабельной величины эксплуатация скважины становится убыточной, например, ниже 1 м3/сут.The selection of heated oil is continued until the well production rate decreases to a cost-effective amount. Profitability is a relative indicator of the economic efficiency of a well. With a decrease in flow rate below a cost-effective value, well operation becomes unprofitable, for example, below 1 m 3 / day.
После разогревания пласта паром дебит скважины 1, например, составляет 20 м3/сут, по мере отбора разогретой нефти пласт остывает и дебит снижается, например, до 0,8 м3/сут, т.е. дебит становится ниже рентабельно обоснованной величины.After the formation is heated by steam, the flow rate of
После чего повторяют закачку пара по колонне труб 11 (см. фиг. 3). Далее как описано выше повторяют пароциклическое воздействие на скважину 1.Then repeat the injection of steam through the pipe string 11 (see Fig. 3). Next, as described above, the cyclic effect on the
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием позволяет:The proposed method for the development of a highly viscous oil deposit with a steam cycle allows:
- увеличить охват залежи;- increase the coverage of the reservoir;
- повысить эффективность паротеплового воздействия на продуктивный пласт;- to increase the efficiency of steam and thermal effects on the reservoir;
- увеличить отбор разогретой высоковязкой нефти после пароциклического воздействия;- increase the selection of preheated highly viscous oil after a steam cycle;
- исключить перегрев верхней части продуктивного пласта;- eliminate overheating of the upper part of the reservoir;
- сократить тепловые потери по стволу скважины.- reduce heat loss along the wellbore.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017104476A RU2645058C1 (en) | 2017-02-10 | 2017-02-10 | Method for development of high-viscous oil deposit with cyclic steam soaking |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017104476A RU2645058C1 (en) | 2017-02-10 | 2017-02-10 | Method for development of high-viscous oil deposit with cyclic steam soaking |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2645058C1 true RU2645058C1 (en) | 2018-02-15 |
Family
ID=61226940
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017104476A RU2645058C1 (en) | 2017-02-10 | 2017-02-10 | Method for development of high-viscous oil deposit with cyclic steam soaking |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2645058C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN114251077A (en) * | 2022-03-01 | 2022-03-29 | 中国石油大学胜利学院 | Double packer steam injection integrated device and method for oil field thick oil exploitation |
CN115217460A (en) * | 2021-04-21 | 2022-10-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | Acidizing and fracturing method |
RU2816619C1 (en) * | 2023-06-23 | 2024-04-02 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method of pumping hydrochloric acid into watered oil formation |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA1006089A (en) * | 1973-11-19 | 1977-03-01 | John L. Fitch | Hydraulic fracturing method for low permeability formations |
RU2164289C2 (en) * | 1999-01-15 | 2001-03-20 | Открытое акционерное общество Российский научно-исследовательский и проектный институт по термическим методам добычи нефти | Process of cyclic action with steam and gas heat-transfer agent on face zone of pool with viscous oil |
RU2291954C2 (en) * | 2004-12-16 | 2007-01-20 | Валерий Петрович Дыбленко | Method for extracting hydrocarbon deposits including complex physical bed stimulation |
RU2310744C1 (en) * | 2006-06-05 | 2007-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for heavy and/or highly-viscous hydrocarbon production from underground deposit |
RU2486335C1 (en) * | 2012-01-19 | 2013-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development for ultraviscous oil deposits with thermal influence |
-
2017
- 2017-02-10 RU RU2017104476A patent/RU2645058C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA1006089A (en) * | 1973-11-19 | 1977-03-01 | John L. Fitch | Hydraulic fracturing method for low permeability formations |
RU2164289C2 (en) * | 1999-01-15 | 2001-03-20 | Открытое акционерное общество Российский научно-исследовательский и проектный институт по термическим методам добычи нефти | Process of cyclic action with steam and gas heat-transfer agent on face zone of pool with viscous oil |
RU2291954C2 (en) * | 2004-12-16 | 2007-01-20 | Валерий Петрович Дыбленко | Method for extracting hydrocarbon deposits including complex physical bed stimulation |
RU2310744C1 (en) * | 2006-06-05 | 2007-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for heavy and/or highly-viscous hydrocarbon production from underground deposit |
RU2486335C1 (en) * | 2012-01-19 | 2013-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development for ultraviscous oil deposits with thermal influence |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN115217460A (en) * | 2021-04-21 | 2022-10-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | Acidizing and fracturing method |
CN115217460B (en) * | 2021-04-21 | 2024-03-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | Acidizing fracturing method |
CN114251077A (en) * | 2022-03-01 | 2022-03-29 | 中国石油大学胜利学院 | Double packer steam injection integrated device and method for oil field thick oil exploitation |
CN114251077B (en) * | 2022-03-01 | 2022-04-29 | 中国石油大学胜利学院 | Double packer steam injection integrated device and method for oil field thick oil exploitation |
RU2816619C1 (en) * | 2023-06-23 | 2024-04-02 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method of pumping hydrochloric acid into watered oil formation |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
CA1182392A (en) | Unplugging brine-submerged perforations in a well | |
RU2373385C1 (en) | Method for treatment of well bottom zones of production wells | |
CA2744556C (en) | Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir | |
US10717924B2 (en) | Supercritical carbon dioxide emulsified acid | |
US4454918A (en) | Thermally stimulating mechanically-lifted well production | |
CN108350728A (en) | The method and apparatus of spatial orientation chemical induction pulse pressure break is carried out in reservoir | |
US4390068A (en) | Carbon dioxide stimulated oil recovery process | |
US20190352557A1 (en) | Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions | |
RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
RU2645058C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposit with cyclic steam soaking | |
US11458419B2 (en) | Emulsion system utilizing nitrogen and heat to treat deep water blockage | |
RU2624858C1 (en) | Recovery method of high-viscosity oil deposit by steam cyclic effect | |
US2975834A (en) | Treating wells by injection of metal and acid | |
US3707189A (en) | Flood-aided hot fluid soak method for producing hydrocarbons | |
US5199766A (en) | Cavity induced stimulation of coal degasification wells using solvents | |
RU2433258C1 (en) | Method of thermal gas formation treatment | |
RU2066744C1 (en) | Method for intensification of oil recovery | |
RU2547191C1 (en) | Carbonate bed hydrofrac | |
RU2633930C1 (en) | Recovery method of high-viscosity oil deposit by steam cyclic effect | |
CN115298285A (en) | Systems, methods, and compositions for reservoir stimulation diversion using thermochemicals | |
RU2030568C1 (en) | Method for thermochemical treatment of bottom-hole formation zone | |
RU2509883C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
WO2021010935A1 (en) | Method for the combined hydrogen and thermobaro chemical treatment ("tbc-ehr") of the near-wellbore region of a producing formation |