RU2763192C1 - Method for extraction of hydrocarbons - Google Patents
Method for extraction of hydrocarbons Download PDFInfo
- Publication number
- RU2763192C1 RU2763192C1 RU2021108379A RU2021108379A RU2763192C1 RU 2763192 C1 RU2763192 C1 RU 2763192C1 RU 2021108379 A RU2021108379 A RU 2021108379A RU 2021108379 A RU2021108379 A RU 2021108379A RU 2763192 C1 RU2763192 C1 RU 2763192C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- carbon dioxide
- hydrocarbon
- formation
- reservoir
- well
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 49
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 49
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title claims abstract description 13
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 260
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 130
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 130
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 45
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 30
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 22
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 53
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 27
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 27
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 10
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 31
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 13
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 9
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
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)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, при добыче углеводородов, например, из нефтяных залежей, газонефтяных залежей, нефтегазовых залежей, газоконденсатных залежей, нефтегазоконденсатных залежей, газоконденсатно-нефтяных залежей.The invention relates to the oil and gas industry and can be used, in particular, in the extraction of hydrocarbons, for example, from oil deposits, oil and gas deposits, oil and gas deposits, gas condensate deposits, oil and gas condensate deposits, gas condensate-oil deposits.
Известен способ добычи углеводородов, который включает закачку парогазовой смеси через скважину в насыщенный углеводородами пласт и извлечение содержащего углеводороды флюида из насыщенного углеводородами пласта через скважину /см. патент РФ №2485304, опуб. 20.06.2013/. К недостаткам известного способа можно отнести значительные энергозатраты энергии (на закачку и получение парогазовой смеси) для повышения дебита скважины.A known method for the extraction of hydrocarbons, which includes the injection of a gas-vapor mixture through a well into a hydrocarbon-saturated formation and the extraction of a hydrocarbon-containing fluid from a hydrocarbon-saturated formation through the well /cm. RF patent No. 2485304, pub. 06/20/2013/. The disadvantages of the known method include significant energy consumption (injection and production of a gas-vapor mixture) to increase the flow rate of the well.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу и достигаемому результату является способ (прототип), который включает закачку диоксида углерода через скважину в насыщенный углеводородами пласт и извлечение содержащего углеводороды флюида из насыщенного углеводородами пласта через скважину /см. патент РФ №2677524, опуб. 17.01.2019/. К недостаткам известного способа можно отнести большой расход диоксида углерода для увеличения дебита скважин. Это обусловлено тем, что после закачки в насыщенный углеводородами пласт значительная часть диоксида углерода (прежде всего около забоя скважины) не взаимодействует с пластовыми флюидами и извлекается, не произведя воздействие на пластовые флюиды, из насыщенного углеводородами пласта при отборе содержащего углеводороды флюида. Также к недостаткам известного способа относятся значительные энергозатраты на закачку и нагрев диоксида углерода до температуры, превышающей критическую температуру диоксида углерода (около 31°С), перед поступлением диоксида углерода в насыщенный углеводородами пласт.The closest in technical essence to the proposed method and the achieved result is a method (prototype), which includes the injection of carbon dioxide through a well into a hydrocarbon-saturated formation and the extraction of a hydrocarbon-containing fluid from a hydrocarbon-saturated formation through the well /cm. RF patent No. 2677524, pub. 01/17/2019/. The disadvantages of the known method include a high consumption of carbon dioxide to increase the production rate of wells. This is due to the fact that after injection into a hydrocarbon-saturated formation, a significant part of carbon dioxide (primarily near the bottom of the well) does not interact with formation fluids and is extracted without affecting formation fluids from a hydrocarbon-saturated formation during the selection of fluid containing hydrocarbons. Also, the disadvantages of the known method include significant energy consumption for injection and heating of carbon dioxide to a temperature exceeding the critical temperature of carbon dioxide (about 31°C) before the carbon dioxide enters the hydrocarbon-saturated formation.
Технический результат, на который направлено изобретение, состоит в повышении дебита скважины (скважин), снижении энергозатрат на закачку диоксида углерода в насыщенный углеводородами пласт и снижении расхода диоксида углерода при добыче углеводородов.The technical result, to which the invention is directed, is to increase the flow rate of the well (wells), reduce the energy consumption for pumping carbon dioxide into a hydrocarbon-saturated reservoir and reduce the consumption of carbon dioxide in the production of hydrocarbons.
Технический результат достигается при осуществлении предлагаемого способа, который включает осуществление по крайней мере в одной скважине гидравлического разрыва насыщенного углеводородами пласта, имеющего пластовую температуру выше критической температуры диоксида углерода, закачку порции диоксида углерода, имеющего температуру ниже пластовой температуры, в насыщенный углеводородами пласт по крайней мере через одну упомянутую скважину, а затем извлечение содержащего углеводороды флюида по крайней мере через одну упомянутую скважину из насыщенного углеводородами пласта после нагрева по крайней мере части порции диоксида углерода в насыщенном углеводородами пласте.The technical result is achieved by implementing the proposed method, which includes hydraulic fracturing of a hydrocarbon-saturated formation with a formation temperature above the critical temperature of carbon dioxide in at least one well, pumping a portion of carbon dioxide having a temperature below the formation temperature into a hydrocarbon-saturated formation at least through said one well, and then extracting hydrocarbon-containing fluid through at least one said well from the hydrocarbon-saturated formation after heating at least a portion of the carbon dioxide portion in the hydrocarbon-saturated formation.
Закачка диоксида углерода в насыщенный углеводородами пласт (далее в описании изобретения насыщенный углеводородами пласт будем именовать «пласт») для обработки призабойной зоны скважин обеспечивает повышение дебита скважин. При этом часть пластовых флюидов вытесняется за пределы призабойной зоны скважины и снижается насыщенность коллектора жидкими углеводородами около забоя скважины. В свою очередь, около забоя скважины достигается наибольшая насыщенность коллектора диоксидом углерода. Таким образом около забоя скважины формируется избыток диоксида углерода, который не взаимодействует с пластовыми флюидами (соответственно, не растворяется в жидких углеводородах и не обогащается жидкими углеводородами), а извлекается через скважину из пласта в процессе отбора содержащего углеводороды флюида. При осуществлении предлагаемого способа выполняют гидравлический разрыв пласта, что обеспечивает не только повышение дебита скважины (скважин) при добыче содержащего углеводороды флюида. В результате гидравлического разрыва пласта увеличивается площадь (поверхность) фильтрации. Соответственно, при закачке (и после закачки) диоксида углерода в пласт увеличивается поверхность контакта диоксида углерода с пластовыми флюидами. В связи чем в пласте снижается количество диоксида углерода, которое не взаимодействует с пластовыми флюидами, что обеспечивает снижение расхода диоксида углерода при добыче углеводородов. Кроме того, в результате гидравлического разрыва пласта снижается фильтрационное сопротивление. Поэтому уменьшаются энергозатраты при закачке диоксида углерода в пласт. Более того, нагрев диоксида углерода (температура которого до закачки ниже пластовой температуры) в пласте, с одной стороны, обеспечивает нахождение диоксида углерода в пласте (температура пласта выше критической температуры диоксида углерода) в сверхкритическом или газообразном состоянии (в зависимости от пластового давления). В связи с чем достигается эффективное воздействие и массообмен диоксида углерода с пластовыми флюидами. Как результат, при добыче содержащего углеводороды флюида повышается дебит скважин и снижается расход диоксида углерода. С другой стороны, нагрев диоксида углерода в пласте обеспечивает снижение энергозатрат на закачку в пласт диоксида углерода. Данное снижение энергозатрат обусловлено тем, что фильтрация диоксида углерода в пласте осуществляется, в том числе, благодаря значительному расширению диоксида углерода при его нагреве в пласте. Это достигается за счет того, что диоксид углерода имеет высокий коэффициент объемного теплового расширения при значениях температуры выше критической температуры диоксида углерода, а также, благодаря снижению фильтрационного сопротивления после гидравлического разрыва пласта. Иными словами фильтрация диоксида углерода в пласте осуществляется также за счет использования тепловой энергии пласта. Например, если давление диоксида углерода составляет 100 бар, то при нагреве от 310 К до 340 К объем диоксида углерода увеличивается более чем в 2,5 раза.Injection of carbon dioxide into a hydrocarbon-saturated reservoir (hereinafter in the description of the invention, a hydrocarbon-saturated reservoir will be referred to as a “formation”) to treat the bottomhole zone of wells provides an increase in well production. In this case, part of the reservoir fluids is displaced outside the bottomhole zone of the well and the saturation of the reservoir with liquid hydrocarbons near the bottom of the well decreases. In turn, near the bottom of the well, the highest saturation of the reservoir with carbon dioxide is achieved. Thus, an excess of carbon dioxide is formed near the bottom of the well, which does not interact with reservoir fluids (respectively, it does not dissolve in liquid hydrocarbons and is not enriched in liquid hydrocarbons), but is extracted through the well from the reservoir during the selection of fluid containing hydrocarbons. When implementing the proposed method, hydraulic fracturing is performed, which provides not only an increase in the flow rate of the well (wells) during the production of a fluid containing hydrocarbons. As a result of hydraulic fracturing, the area (surface) of filtration increases. Accordingly, during injection (and after injection) of carbon dioxide into the reservoir, the contact surface of carbon dioxide with reservoir fluids increases. In this connection, the amount of carbon dioxide in the formation decreases, which does not interact with formation fluids, which reduces the consumption of carbon dioxide during hydrocarbon production. In addition, as a result of hydraulic fracturing, the filtration resistance decreases. Therefore, energy costs are reduced when injecting carbon dioxide into the reservoir. Moreover, the heating of carbon dioxide (the temperature of which before injection is below the reservoir temperature) in the reservoir, on the one hand, ensures that carbon dioxide in the reservoir (the reservoir temperature is above the critical temperature of carbon dioxide) is in a supercritical or gaseous state (depending on the reservoir pressure). In this connection, an effective effect and mass transfer of carbon dioxide with reservoir fluids is achieved. As a result, production of the hydrocarbon-containing fluid increases the production rate of the wells and reduces the consumption of carbon dioxide. On the other hand, heating the carbon dioxide in the formation reduces the energy consumption for injection of carbon dioxide into the formation. This reduction in energy consumption is due to the fact that the filtration of carbon dioxide in the reservoir is carried out, among other things, due to the significant expansion of carbon dioxide when it is heated in the reservoir. This is achieved due to the fact that carbon dioxide has a high coefficient of volumetric thermal expansion at temperatures above the critical temperature of carbon dioxide, and also due to a decrease in filtration resistance after hydraulic fracturing. In other words, filtration of carbon dioxide in the formation is also carried out by using the thermal energy of the formation. For example, if the pressure of carbon dioxide is 100 bar, then when heated from 310 K to 340 K, the volume of carbon dioxide increases by more than 2.5 times.
Таким образом, при осуществлении предлагаемого способа достигается повышение дебита скважины (скважин), снижение энергозатрат на закачку диоксида углерода в пласт и снижение расхода диоксида углерода при добыче углеводородов.Thus, when implementing the proposed method, an increase in the flow rate of the well (wells), a decrease in energy costs for pumping carbon dioxide into the reservoir and a decrease in the consumption of carbon dioxide in the production of hydrocarbons is achieved.
В описании и формуле изобретения указанные ниже термины имеют следующее значение.In the description and claims, the following terms have the following meaning.
Флюид - вещество, обладающее свойством текучести, или вещества, любое из которых обладает свойством текучести. Примером флюида может служить газ, или жидкость, или смесь газа и жидкости, или раствор в виде жидкости с растворенным в ней газом. При этом флюид может содержать в качестве примесей твердые частицы, например частицы породы. Примером содержащего углеводороды флюида может служить нефть, или нефть с растворенным в ней попутным нефтяным газом, или газоконденсатная смесь, содержащая газовый конденсат и газ (который содержит по крайней мере один газообразный углеводород, а также может содержать по крайней мере один негорючий газ, например, азот и/или диоксид углерода). Природный горючий газ является еще одним примером содержащего углеводороды флюида. Также примером содержащего углеводороды флюида является смесь (или раствор), которая содержит нефть (или, например, газовый конденсат), по крайней мере один газообразный углеводород (например: метан, этан, пропан, бутан и тому подобное), а также любой негорючий газ (например: азот и/или диоксид углерода) и воду (или пары воды). Еще одним примером содержащего углеводороды флюида является нефтяная эмульсия, содержащая нефть, воду и газ. Термин «содержащий углеводороды флюид», термин «содержащий углеводород флюид», термин «флюид, содержащий углеводороды» и термин «флюид, содержащий углеводород» взаимозаменяемы, любой из этих терминов означает флюид, содержащий по крайней мере один углеводород.Fluid - a substance that has the property of fluidity, or substances, any of which has the property of fluidity. An example of a fluid can be a gas, or a liquid, or a mixture of a gas and a liquid, or a solution in the form of a liquid with a gas dissolved in it. In this case, the fluid may contain solid particles, such as rock particles, as impurities. An example of a hydrocarbon-containing fluid would be oil, or oil with associated petroleum gas dissolved in it, or a gas condensate mixture containing gas condensate and gas (which contains at least one gaseous hydrocarbon and may also contain at least one non-combustible gas, for example, nitrogen and/or carbon dioxide). Natural combustible gas is another example of a hydrocarbon containing fluid. Also an example of a hydrocarbon-containing fluid is a mixture (or solution) that contains oil (or, for example, gas condensate), at least one gaseous hydrocarbon (for example: methane, ethane, propane, butane, and the like), as well as any non-combustible gas (for example: nitrogen and/or carbon dioxide) and water (or water vapour). Another example of a hydrocarbon-containing fluid is an oil emulsion containing oil, water and gas. The term "hydrocarbon-containing fluid", the term "hydrocarbon-containing fluid", the term "hydrocarbon-containing fluid" and the term "hydrocarbon-containing fluid" are interchangeable, any of these terms means a fluid containing at least one hydrocarbon.
Диоксид углерода - химическое соединение с химическое формулой СО2; или смесь, в которой преобладает химическое соединение с химической формулой СО2; или раствор, в котором преобладает химическое соединение с химической формулой СО2. Например, «диоксид углерода с чистотой 99 об. %» означает то, что концентрация химического соединения с химической формулой СО2 в смеси или растворе составляет 99 об. %.Carbon dioxide is a chemical compound with the chemical formula CO 2 ; or a mixture in which a chemical compound with the chemical formula CO 2 predominates; or a solution dominated by a chemical compound with the chemical formula CO 2 . For example, "carbon dioxide with a purity of 99 vol. %" means that the concentration of a chemical compound with the chemical formula CO 2 in a mixture or solution is 99 vol. %.
Приведенные определения терминов и приведенные примеры не являются исчерпывающими. Значения приведенных терминов и приведенные примеры дополняются и поясняются в описании изобретения, а также наиболее широким определением, приведенным по крайней мере в одной публикации или патенте. Кроме этого, описание предлагаемого способа не ограничивается терминами, приведенными в описании и формуле изобретения. Все синонимы упомянутых терминов, их эквиваленты, новые разработки и технические решения, которых служат той же или аналогичной цели, считаются включенными в объем формулы изобретения.The definitions of terms and examples given are not intended to be exhaustive. The meanings of the given terms and the given examples are supplemented and explained in the description of the invention, as well as the broadest definition given in at least one publication or patent. In addition, the description of the proposed method is not limited to the terms given in the description and the claims. All synonyms of the mentioned terms, their equivalents, new developments and technical solutions that serve the same or similar purpose are considered to be included in the scope of the claims.
Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. В скважине (или скважинах) осуществляют гидравлический разрыв пласта, который насыщен углеводородами и имеет пластовую температуру выше критической температуры диоксида углерода (около 31°С). Углеводороды, которые насыщают пласт, могут представлять собой, например, нефть, и/или газ, и/или газовый конденсат. При гидравлическом разрыве пласта формируется по крайней мере одна трещина. В связи с чем увеличивается площадь (поверхность) фильтрации и снижается фильтрационное сопротивление.The proposed method is carried out as follows. In the well (or wells) hydraulic fracturing is carried out, which is saturated with hydrocarbons and has a reservoir temperature above the critical temperature of carbon dioxide (about 31°C). The hydrocarbons that saturate the formation may be, for example, oil and/or gas and/or gas condensate. During hydraulic fracturing, at least one fracture is formed. In this connection, the area (surface) of filtration increases and the filtration resistance decreases.
После этого диоксид углерода подают в закачивающее устройство (закачивающую станцию) из емкости для хранения диоксида углерода (например, из резервуара или, например, из изотермической цистерны), или, например, из углекислотной установки, или подобного. В том случае, если в закачивающее устройство диоксид углерода поступает в жидком состоянии, то закачивающее устройство комплектуют насосом для нагнетания диоксида углерода. Если в закачивающее устройство диоксид углерода подают в газообразном состоянии (или сверхкритическом состоянии), то закачивающее устройство комплектуют компрессором для нагнетания диоксида углерода. С использованием закачивающего устройства порцию диоксида углерода, имеющего температуру ниже пластовой температуры, закачивают в пласт по крайней мере через одну скважину. Например, осуществляют закачку порции диоксида углерода с использованием насоса, в который диоксид углерода поступает в жидком состоянии. Также в пласт по крайней мере через одну скважину могут закачивать более одной порции диоксида углерода, имеющего температуру ниже пластовой температуры. При этом между закачкой любых двух порций диоксида углерода устанавливают интервал времени.Thereafter, carbon dioxide is supplied to the pumping device (pumping station) from a carbon dioxide storage tank (for example, from a tank or, for example, from an isothermal tank), or, for example, from a carbon dioxide plant, or the like. In the event that carbon dioxide enters the injection device in a liquid state, then the injection device is equipped with a pump for injection of carbon dioxide. If carbon dioxide is supplied to the pumping device in a gaseous state (or supercritical state), then the pumping device is equipped with a compressor for injecting carbon dioxide. Using an injection device, a portion of carbon dioxide having a temperature below the formation temperature is injected into the formation through at least one well. For example, a portion of carbon dioxide is injected using a pump into which carbon dioxide enters in a liquid state. Also, more than one portion of carbon dioxide having a temperature below the formation temperature can be injected into the formation through at least one well. In this case, a time interval is set between the injection of any two portions of carbon dioxide.
До поступления диоксида углерода (порции или порций диоксида углерода) в скважину (или скважины) могут устанавливать необходимую температуру (которая ниже пластовой температуры) диоксида углерода посредством нагрева (при избыточно низкой температуре диоксида углерода) или охлаждения диоксида углерода (например, если осуществляют сжижение диоксида углерода с использованием холодильной установки). Например, если из изотермической цистерны подают в закачивающее устройство диоксид углерода в жидком состоянии, имеющий температуру - 20°С, то до поступления в скважину диоксид углерода могут нагревать до необходимой температуры (которая ниже пластовой температуры) в нагревателе, который устанавливают в выкидной линии насоса, размещенного в закачивающем устройстве.Before carbon dioxide (portions or portions of carbon dioxide) enters the well (or wells), the required temperature (which is lower than the formation temperature) of carbon dioxide can be set by heating (at an excessively low temperature of carbon dioxide) or cooling carbon dioxide (for example, if carbon dioxide is liquefied carbon using a refrigeration unit). For example, if carbon dioxide is supplied from an isothermal tank to the pumping device in a liquid state, having a temperature of -20 ° C, then before entering the well, carbon dioxide can be heated to the required temperature (which is lower than the reservoir temperature) in a heater that is installed in the flow line of the pump placed in the downloading device.
При закачке порции (или порций) диоксида углерода в течение по крайней мере одного интервала времени (или в течение закачки порции или порций диоксида углерода) могут поддерживать максимальное давление диоксида углерода, например, для выравнивания фильтрационных потоков в трещинах, через которые забой скважины (или скважин) сообщен с зонами пласта с различным давлением. При этом максимальное давление диоксида углерода могут устанавливать не менее давления раскрытия по крайней мере одной трещины, например, горизонтальной трещины (или горизонтальных трещин), и/или вертикальной трещины (или вертикальных трещин), и/или наклонной трещины (или наклонных трещин). Раскрытие по крайней мере одной трещины влечет также снижение фильтрационного сопротивления и, следовательно, энергозатрат на закачку диоксида углерода в пласт. Кроме того, при закачке порции диоксида углерода по крайней мере в течение одного интервала времени могут поддерживать максимальное давление диоксида углерода, а в течение по крайней мере одного последующего интервала времени могут поддерживать минимальное давление диоксида углерода. Причем минимальное давление диоксида углерода могут устанавливать не менее пластового давления, а максимальное давление диоксида углерода могут устанавливать не менее давления раскрытия по крайней мере одной трещины.When pumping a portion (or portions) of carbon dioxide for at least one interval of time (or during injection of a portion or portions of carbon dioxide), the maximum pressure of carbon dioxide can be maintained, for example, to equalize filtration flows in fractures through which the bottom of the well (or wells) communicated with reservoir zones with different pressures. In this case, the maximum pressure of carbon dioxide can be set not less than the opening pressure of at least one crack, for example, a horizontal crack (or horizontal cracks), and / or a vertical crack (or vertical cracks), and / or an inclined crack (or inclined cracks). The opening of at least one fracture also entails a decrease in filtration resistance and, consequently, energy consumption for injection of carbon dioxide into the reservoir. In addition, while pumping a portion of carbon dioxide for at least one time interval can maintain the maximum pressure of carbon dioxide, and for at least one subsequent interval of time can maintain a minimum pressure of carbon dioxide. Moreover, the minimum pressure of carbon dioxide can be set not less than the formation pressure, and the maximum pressure of carbon dioxide can be set not less than the opening pressure of at least one fracture.
В пласте закаченный диоксид углерода (закаченная порция диоксида углерода) нагревается (то есть температура диоксида углерода повышается), что приводит к росту его давления (прежде всего в зонах с высокой насыщенностью диоксида углерода около забоя и в трещинах). Таким образом за счет тепловой энергии пласта обеспечивается повышение давления диоксида углерода, что способствует фильтрации диоксида углерода и, соответственно, снижению энергозатрат на закачку. Причем приращение температуры диоксида углерода на одинаковую величину в различных термобарических условиях приводит к различным приращениям давления диоксида углерода. Наибольшее увеличение давления (точнее, произведения давления и объема) диоксида углерода при повышении его температуры достигается при давлениях диоксида углерода, превышающих давление, при котором коэффициент сжимаемости диоксида углерода имеет минимальное значение.In the reservoir, the injected carbon dioxide (injected portion of carbon dioxide) heats up (i.e., the temperature of carbon dioxide rises), which leads to an increase in its pressure (primarily in zones with high carbon dioxide saturation near the bottomhole and in fractures). Thus, due to the thermal energy of the formation, an increase in the pressure of carbon dioxide is provided, which contributes to the filtration of carbon dioxide and, accordingly, to a reduction in energy consumption for injection. Moreover, the increment in the temperature of carbon dioxide by the same value in different thermobaric conditions leads to different increments in the pressure of carbon dioxide. The greatest increase in pressure (more precisely, the product of pressure and volume) of carbon dioxide with an increase in its temperature is achieved at pressures of carbon dioxide exceeding the pressure at which the compressibility coefficient of carbon dioxide has a minimum value.
Согласно уравнению Клапейрона-Менделеева:According to the Clapeyron-Mendeleev equation:
где 
Из данного соотношения, принимая во внимание характер изменения коэффициента сжимаемости z(pпp, Тпр) /см., например, Багатуров С.А. Теория и расчет перегонки и ректификации. М.: Гостоптехиздат, 1961, с. 10/, следует, что наибольшее приращение давления (точнее, произведения давления и объема) при нагреве (увеличении температуры) диоксида углерода достигается при 
После нагрева в пласте по крайней мере части порции диоксида углерода извлекают содержащий углеводороды флюид из пласта через скважину (или скважины). Если производят закачку в пласт через скважину (или скважины) более одной порции диоксида углерода, то осуществляют извлечение содержащего углеводороды флюида из пласта через скважину (или скважины) после нагрева в пласте по крайней мере части последней порции диоксида углерода. При разработке нефтяной залежи содержащий углеводороды флюид обычно содержит нефть, газ, воду. При разработке, например, газоконденсатной залежи флюид обычно содержит газовый конденсат, газ, воду. Также содержащий углеводороды флюид может содержать по крайней мере часть закаченного в пласт диоксида углерода.After heating in the formation, at least a portion of the portion of the carbon dioxide portion, the hydrocarbon-containing fluid is removed from the formation through the well (or wells). If more than one portion of carbon dioxide is injected into the formation through the well (or wells), then the hydrocarbon-containing fluid is extracted from the formation through the well (or wells) after at least a portion of the last portion of carbon dioxide is heated in the formation. In the development of an oil reservoir, the hydrocarbon-containing fluid typically contains oil, gas, water. When developing, for example, a gas condensate reservoir, the fluid usually contains gas condensate, gas, and water. The hydrocarbon-containing fluid may also contain at least a portion of the carbon dioxide injected into the formation.
Кроме того, до извлечения содержащего углеводороды флюида могут предусматривать остановку скважины для повышения эффективности взаимодействия по крайней мере части закаченной в пласт порции диоксида углерода с пластовыми флюидами. Например, при разработки нефтяной залежи могут предусматривать остановку скважины для более продолжительной фильтрации и более полного растворения диоксида углерода в пластовых флюидах, что влечет снижение вязкости нефти и, соответственно, обеспечивает повышение нефтеотдачи и дебета скважин при последующем извлечении содержащего углеводороды флюида. В нефтяной пласт через скважину для понижения вязкости нефти могут закачивать, например, порцию диоксида углерода 10-500 т. При разработке газоконденсатной залежи закаченный в пласт диоксид углерода осушает призабойную зону скважины (или скважин) и трещину (или трещины), образованную при гидравлическом разрыве пласта, в результате вытеснения и испарения выпавшего конденсата. Благодаря этому достигается повышение конденсатоотдачи и дебита скважин при последующем извлечении содержащего углеводороды флюида.In addition, prior to the extraction of hydrocarbon-containing fluid, the well may be shut down to increase the efficiency of interaction of at least a portion of the carbon dioxide injected into the formation with formation fluids. For example, when developing an oil reservoir, it may be necessary to shut down the well for longer filtration and more complete dissolution of carbon dioxide in reservoir fluids, which leads to a decrease in oil viscosity and, accordingly, increases oil recovery and well flow rate with subsequent extraction of fluid containing hydrocarbons. For example, a portion of carbon dioxide of 10-500 tons can be injected into the oil reservoir through the well to reduce the viscosity of the oil. reservoir, as a result of the displacement and evaporation of the precipitated condensate. Due to this, an increase in condensate recovery and well flow rate is achieved with the subsequent extraction of fluid containing hydrocarbons.
Длительность (интервал времени) остановки (выдержки) скважины могут устанавливать с учетом длительности нагрева в пласте по крайней мере части порции диоксида, а также длительности процесса насыщения (фильтрации, массообмена) диоксидом углерода пластовых флюидов, что зависит, в частности, от геолого-физической характеристики месторождения и/или темпов закачки диоксида углерода.The duration (time interval) of stopping (soaking) the well can be set taking into account the duration of heating in the formation of at least a portion of the dioxide portion, as well as the duration of the process of saturation (filtration, mass transfer) of formation fluids with carbon dioxide, which depends, in particular, on the geological and physical field characteristics and/or carbon dioxide injection rates.
Цикл, включающий закачку диоксида углерода в пласт через скважину и извлечение содержащего углеводороды флюида, или цикл, включающий закачку диоксида углерода в пласт через скважину, остановку (интервал времени для выдержки скважины) и извлечение содержащего углеводороды флюида, могут осуществлять один или несколько раз. Таким образом осуществляют циклическую закачку диоксида углерода.The cycle of injecting carbon dioxide into the formation through the well and recovering the hydrocarbon containing fluid, or the cycle of injecting carbon dioxide into the formation through the well, shutting in (well soak time interval) and recovering the hydrocarbon containing fluid may be performed one or more times. Thus, cyclic injection of carbon dioxide is carried out.
Возможны многие модификации и вариации, исходя из раскрытых вариантов осуществления изобретения, материалов и технических средств, не выходя за рамки сущности и объема изобретения. Соответственно, объем формулы изобретения, приведенных в формуле изобретения признаков и их функциональных эквивалентов не должен быть ограничен конкретными вариантами осуществления, которые описаны и показаны в описании изобретения, так как эти варианты приведены в качестве примера.Many modifications and variations are possible, based on the disclosed embodiments of the invention, materials and technical means, without going beyond the essence and scope of the invention. Accordingly, the scope of the claims, features recited in the claims and their functional equivalents should not be limited to the specific embodiments that are described and shown in the specification, as these embodiments are given by way of example.
Claims (10)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021108379A RU2763192C1 (en) | 2021-03-29 | 2021-03-29 | Method for extraction of hydrocarbons |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021108379A RU2763192C1 (en) | 2021-03-29 | 2021-03-29 | Method for extraction of hydrocarbons |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2763192C1 true RU2763192C1 (en) | 2021-12-28 |
Family
ID=80039749
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021108379A RU2763192C1 (en) | 2021-03-29 | 2021-03-29 | Method for extraction of hydrocarbons |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2763192C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0150112A2 (en) * | 1984-01-20 | 1985-07-31 | Halliburton Company | Fracturing method for stmulation of wells |
| US5725054A (en) * | 1995-08-22 | 1998-03-10 | Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural & Mechanical College | Enhancement of residual oil recovery using a mixture of nitrogen or methane diluted with carbon dioxide in a single-well injection process |
| RU2636988C1 (en) * | 2016-09-28 | 2017-11-29 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method of extracting oil, gas, condensate from well |
| RU2677524C1 (en) * | 2017-11-15 | 2019-01-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Liquid carbon dioxide pumping into the oil well mobile system |
| RU2715107C2 (en) * | 2018-06-20 | 2020-02-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Method of gas-cycle injection of liquid carbon dioxide at supercritical conditions into oil producing well |
-
2021
- 2021-03-29 RU RU2021108379A patent/RU2763192C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0150112A2 (en) * | 1984-01-20 | 1985-07-31 | Halliburton Company | Fracturing method for stmulation of wells |
| US5725054A (en) * | 1995-08-22 | 1998-03-10 | Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural & Mechanical College | Enhancement of residual oil recovery using a mixture of nitrogen or methane diluted with carbon dioxide in a single-well injection process |
| RU2636988C1 (en) * | 2016-09-28 | 2017-11-29 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method of extracting oil, gas, condensate from well |
| RU2677524C1 (en) * | 2017-11-15 | 2019-01-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Liquid carbon dioxide pumping into the oil well mobile system |
| RU2715107C2 (en) * | 2018-06-20 | 2020-02-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Method of gas-cycle injection of liquid carbon dioxide at supercritical conditions into oil producing well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6769486B2 (en) | Cyclic solvent process for in-situ bitumen and heavy oil production | |
| US3368627A (en) | Method of well treatment employing volatile fluid composition | |
| CA2594413C (en) | In situ combustion in gas over bitumen formations | |
| US20180057732A1 (en) | Unconventional enhanced oil recovery | |
| US3065790A (en) | Oil recovery process | |
| US3351132A (en) | Post-primary thermal method of recovering oil from oil wells and the like | |
| CA2325777C (en) | Combined steam and vapor extraction process (savex) for in situ bitumen and heavy oil production | |
| US3948323A (en) | Thermal injection process for recovery of heavy viscous petroleum | |
| CA2740941C (en) | Process for solvent assisted in situ bitumen recovery startup | |
| CA2739103C (en) | Method for recovering heavy/viscous oils from a subterranean formation | |
| RU2652049C1 (en) | Method of gasocyclic injection of liquid carbon dioxide under supercritical conditions in the oil producing well | |
| US20210317733A1 (en) | System and method for optimized production of hydrocarbons from shale oil reservoirs via cyclic injection | |
| NO20130721A1 (en) | Increased oil recovery in reservoirs with low permeability | |
| Wang et al. | A Case Study on Simulation of In–Situ CO2 Huff–‘n’–Puff Process | |
| RU2632791C1 (en) | Method for stimulation of wells by injecting gas compositions | |
| RU2624858C1 (en) | Recovery method of high-viscosity oil deposit by steam cyclic effect | |
| Hofmann et al. | Calculation method for determining the gas flow rate needed for liquid removal from the bottom of the wellbore | |
| RU2763192C1 (en) | Method for extraction of hydrocarbons | |
| CA3163454A1 (en) | System and method for optimized production of hydrocarbons from shale oil reservoirs via cyclic injection | |
| US3465823A (en) | Recovery of oil by means of enriched gas injection | |
| Smirnov et al. | Innovative methods of enhanced oil recovery | |
| US8991491B2 (en) | Increasing enhanced oil recovery value from waste gas | |
| Lehrer et al. | Application of Black Oil Foamers for Slugging Mitigation and Production Enhancement of Oil & Gas Wells | |
| Yushkov et al. | Study on the effect of cetyltrimethylammonium bromide on gas-liquid flow characteristics at low gas flow rates and gas pressure | |
| Gao | EXPERIMENTAL RESEARCH AND FIELD IMPLEMENTATION OF CARBONATED WATER INJECTION TO ENHANCE OIL RECOVERY. |