RU2782666C1 - Method for intensifying oil production from a dense and low-permeable reservoir - Google Patents
Method for intensifying oil production from a dense and low-permeable reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2782666C1 RU2782666C1 RU2022106743A RU2022106743A RU2782666C1 RU 2782666 C1 RU2782666 C1 RU 2782666C1 RU 2022106743 A RU2022106743 A RU 2022106743A RU 2022106743 A RU2022106743 A RU 2022106743A RU 2782666 C1 RU2782666 C1 RU 2782666C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- production
- sodium
- oil
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 50
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 49
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 29
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 29
- KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N sodium Chemical compound [Na] KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 22
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000000047 product Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000001264 neutralization Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 150000002431 hydrogen Chemical group 0.000 claims description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 24
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 8
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 abstract description 7
- 230000001965 increased Effects 0.000 abstract description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 4
- 230000002708 enhancing Effects 0.000 abstract description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 125000004435 hydrogen atoms Chemical group [H]* 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 9
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 5
- 239000008351 acetate buffer Substances 0.000 description 4
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M sodium hydroxide Inorganic materials [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate dianion Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M buffer Substances [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 2
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011572 manganese Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- -1 NaOH ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 229910052729 chemical element Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N manganese Chemical compound [Mn] PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating Effects 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам повышения нефтеотдачи пластов за счет изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) плотного и слабопроницаемого пласта (в том числе пласта с битуминозной нефтью) в межскважинном пространстве при помощи стимулирующих компонентов и гидроразрыва пласта (ГРП).The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to methods for enhancing oil recovery by changing the porosity and permeability properties (FRP) of a dense and low-permeable formation (including a formation with bituminous oil) in the interwell space using stimulating components and hydraulic fracturing (HF).
Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент RU № 2276256, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.05.2006 Бюл. № 13), включающий закачку через нагнетательные скважины ацетатного буфера, 50%-ного раствора перекиси водорода, раствора катализатора - марганца, разложение перекиси водорода в пласте с выделением тепла с последующей закачкой воды и подъем нефти по эксплуатационным скважинам, причем используют в качестве ацетатного буфера 5%-ный раствор уксусной кислоты и ее натриевой соли - СН3СООН+СН3COONa, раствор указанного катализатора 5%-ный, осуществляют закачку указанного буфера в объеме 0,1 порового объема до закачки указанного раствора перекиси водорода в объеме 0,2 порового объема и после него - в объеме, равном двум объемам насосно-компрессорных труб, затем закачку указанного раствора катализатора в объеме 0,013 порового объема.A known method for the development of an oil field (patent RU No. 2276256, IPC E21V 43/22, publ. 10.05.2006 Bull. No. 13), including injection through injection wells of acetate buffer, 50% hydrogen peroxide solution, catalyst solution - manganese, decomposition hydrogen peroxide in the reservoir with heat release, followed by water injection and oil lifting through production wells, and a 5% solution of acetic acid and its sodium salt - CH 3 COOH + CH 3 COONa is used as an acetate buffer, a solution of the specified catalyst 5% - ny, carry out the injection of the specified buffer in a volume of 0.1 pore volume before injection of the specified hydrogen peroxide solution in a volume of 0.2 pore volume and after it - in a volume equal to two volumes of tubing, then the injection of the specified catalyst solution in a volume of 0.013 pore volume volume.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности закачки только в пласты с высокой проницаемостью (достаточной для закачки вязкого полимера) и невозможности расширить область воздействия на призабойную зону пласта, только до того места куда возможно продавить композиции, невозможность вывода тяжелых фракций нефти (например, битум, кероген и т.п.) из призабойной и межскважинной зоны пласта из-за относительно низкой температуры (не выше температуры пласта) и сложность реализации из-за необходимости контроля соотношения компонентов, то есть значительно повышается вероятность неуспеха реализации способа из-за «человеческого фактора» (ошибки).The disadvantages of this method are the narrow scope due to the possibility of injection only into formations with high permeability (sufficient for injection of a viscous polymer) and the inability to expand the area of influence on the bottomhole formation zone, only to the place where it is possible to push the composition, the impossibility of removing heavy oil fractions ( for example, bitumen, kerogen, etc.) from the bottomhole and interwell zones of the reservoir due to the relatively low temperature (not higher than the reservoir temperature) and the complexity of implementation due to the need to control the ratio of components, that is, the probability of failure of the method implementation increases significantly due to for the "human factor" (mistakes).
Наиболее близким по технической сущности является способ добычи высоковязкой нефти из карбонатных коллекторов (патент RU № 2349743, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.03.2009 Бюл. № 8), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с поверхности по определенной сетке, монтаж в них насосно-компрессорных труб, нагнетание вытесняющего агента и отбор нефти по добывающим скважинам, причем перед нагнетанием вытесняющего агента в карбонатный коллектор закачивают насыщенный водный раствор нашатыря в объеме 0,08 порового объема, затем буферную жидкость - 5%-ный раствор хлорида натрия в объеме, равном 2-3 м по высоте насосно-компрессорных труб, после чего подают 35-40%-ный водный раствор формалина в объеме 0,07 порового объема, после него нагнетают раствор катализатора - гидроксида натрия или гидроксида калия в размере 7% от объема предварительно поданной жидкости, который продавливают в коллектор с помощью ацетатного буфера в объеме, равном 2-3 м по высоте насосно-компрессорных труб, затем подают 30%-ную перекись водорода в объеме 0,1 порового объема, ацетатный буфер в объеме, равном 2-3 м по высоте насосно-компрессорных труб, затем 5%-ный раствор марганца в качестве катализатора перекиси водорода, нагнетаемый в пласт вытесняющим агентом, подаваемым в объеме, равном одному объему насосно-компрессорных труб, выдерживают и возобновляют нагнетание вытесняющего агента с одновременным отбором нефти по добывающим скважинам.The closest in technical essence is the method of producing high-viscosity oil from carbonate reservoirs (patent RU No. 2349743, IPC E21V 43/22, publ. of them tubing, injection of a displacing agent and extraction of oil from production wells, and before injection of the displacing agent into the carbonate reservoir, a saturated aqueous solution of ammonia is pumped in a volume of 0.08 pore volume, then a buffer liquid - a 5% solution of sodium chloride in a volume , equal to 2-3 m along the height of the tubing, after which a 35-40% aqueous formalin solution is supplied in a volume of 0.07 pore volume, after which a catalyst solution is injected - sodium hydroxide or potassium hydroxide in the amount of 7% of the volume previously supplied liquid, which is forced into the collector using an acetate buffer in a volume equal to 2-3 m along the height of the tubing, then 30% hydrogen peroxide in a volume of 0.1 pore volume, acetate buffer in a volume equal to 2-3 m along the height of the tubing, then a 5% manganese solution as a hydrogen peroxide catalyst injected into the formation by a displacing agent , supplied in a volume equal to one volume of tubing, withstand and resume the injection of the displacing agent with simultaneous withdrawal of oil from production wells.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за невозможности расширить область воздействия на призабойную зону пласта, только до того места куда возможно продавить композиции, невозможность вывода тяжелых фракций нефти (например, битум, кероген и т.п.) из призабойной и межскважинной зоны пласта из-за относительно низкой температуры (не выше температуры пласта) и сложность реализации из-за необходимости контроля соотношения компонентов, то есть значительно повышается вероятность неуспеха реализации способа из-за «человеческого фактора» (ошибки).The disadvantages of this method are the narrow scope due to the inability to expand the area of influence on the bottomhole formation zone, only to the place where it is possible to push the compositions, the impossibility of removing heavy oil fractions (for example, bitumen, kerogen, etc.) from the bottomhole and interwell zone formation due to the relatively low temperature (not higher than the formation temperature) and the complexity of implementation due to the need to control the ratio of components, that is, the probability of failure of the method implementation due to the "human factor" (error) is significantly increased.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа интенсификации добычи нефти из плотного и слабопроницаемого пласта, позволяющего расширить область применения за счет увеличения охвата при помощи ГРП воздействия на межскважинную зону пласта, обеспечение вывода из призабоной зоны пласта тяжелых фракций нефти (например, битум, кероген и т.п.) за счет вытеснения водородом и прогрева межскважинной и призабойной зон до температуры как минимум до 60º для увеличения их текучести, уменьшения вязкости пластовых углеводородов, а также упростить применение за счет малого количества ингредиентов и более широкого допустимого интервала парциального смешения, что значительно уменьшает влияние «человеческого фактора».The technical objective of the proposed invention is to create a method for intensifying oil production from a dense and low-permeable reservoir, which allows expanding the scope of application by increasing the coverage with the help of hydraulic fracturing of the impact on the interwell zone of the reservoir, ensuring the removal of heavy oil fractions (for example, bitumen, kerogen, etc.) .p.) due to hydrogen displacement and heating of the interwell and bottomhole zones to a temperature of at least 60º to increase their fluidity, reduce the viscosity of reservoir hydrocarbons, and also simplify the application due to the small amount of ingredients and a wider allowable interval of partial mixing, which significantly reduces influence of the "human factor".
Техническая задача решается способом интенсификации добычи нефти из плотного и слабопроницаемого пласта, включающим строительство добывающих и нагнетательных скважин по заданной схеме в продуктивный пласт, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления и отбор продукции пласта из добывающих скважин, через выбранную скважину для увеличения фильтрационно-емкостных свойств призабойной и межскважинной зон осуществляют закачку жидкости с натрийсодержащими элементами в пласт с выделением продуктов химической реакции.The technical problem is solved by a method for intensifying oil production from a tight and low-permeable formation, including the construction of production and injection wells according to a given scheme into a productive formation, the injection of a displacing agent into injection wells to maintain reservoir pressure and the selection of formation production from production wells through a selected well to increase filtration - capacitive properties of the bottomhole and interwell zones, liquid with sodium-containing elements is injected into the formation with the release of chemical reaction products.
Новым является то, что производят гидроразрыв пласта с получением трещин, в которые закачивают расклинивающий агент, а жидкость с натрийсодержащими элементами используют в качестве жидкости разрыва в виде суспензии, состоящей из жидкой химически нейтральной основы без содержания воды и 0,5 - 10 % металлического натрия, измельчённого до нанодисперсного состояния, при этом основным продуктом реакции натрия с последующей закаченной или пластовой водой является водород, образующийся при реакции с выделением теплоты для прогрева призабойной зоны пласта как минимум до 60°.What is new is that hydraulic fracturing is performed to obtain fractures, into which a proppant is pumped, and a liquid with sodium-containing elements is used as a fracturing fluid in the form of a suspension consisting of a liquid chemically neutral base without water content and 0.5 - 10% metallic sodium , crushed to a nanodispersed state, while the main product of the reaction of sodium with subsequent injected or formation water is hydrogen, which is formed during the reaction with the release of heat to heat the bottomhole formation zone to at least 60°.
Новым является также то, что после закачки жидкости разрыва в скважину спускают насос на колонне труб, снаружи которых закачивают воду, а продукты после реакции водорода с продукцией пласта насосом периодически отбирают на поверхность.What is also new is that after injection of the fracturing fluid into the well, a pump is lowered on a string of pipes, outside of which water is pumped, and the products after the reaction of hydrogen with formation production are periodically taken to the surface by the pump.
Способ интенсификации добычи нефти из плотного и слабопроницаемого пласта включает строительство добывающих и нагнетательных скважин по заданной схеме (сетке скважин) в продуктивный пласт, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления и отбор продукции пласта из добывающих скважин. Сетку скважин (схему расположения скважин), методы закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбора продукции из добывающих скважин определяют специалисты-технологи, исходя из свойств пласта, которые определяют благодаря геофизическим исследованиям и анализом работы скважин. Авторы на это не претендуют.A method for intensifying oil production from a tight and low-permeable reservoir includes building production and injection wells according to a given pattern (well grid) into a productive formation, pumping a displacing agent into injection wells to maintain reservoir pressure, and withdrawing formation production from production wells. The grid of wells (well layout), methods of injection of a displacing agent into injection wells and selection of products from production wells are determined by technologists based on the properties of the reservoir, which are determined through geophysical surveys and analysis of well performance. The authors do not claim this.
При работе плотном и слабопроницаемом пласте (например, в доманикаковых отложениях, при добыче битуминозной нефти и/или т.п.) очень сложно проводить работы по нагнетанию вытесняющего агента (воды, горячей воды, воды с реагентами, пара и/или. т.п.) из-за низкой проницаемости продуктивного пласта. Выбирают скважину для проведения технологических операций. Обычно выбирают скважину, в призабоной зоне пласта которой проницаемость в 1,5 и более раз меньше от средней по пласту. Для улучшения (увеличения) ФЕС призабойной и межскважинной зон пласта выбранной скважины предлагается проведение ряда технологических операций при помощи ГРП с получением трещин, в которые закачивают расклинивающий агент (проппант, кварцевый песок и/или т.п.), а жидкость с натрийсодержащими элементами используют в качестве жидкости разрыва в виде суспензии, состоящей из жидкой химически нейтральной основы без содержания воды и 0,5 – 10 % металлического натрия, измельчённого до нанодисперсного состояния. Расклинивающий агент позволяет удерживать полученные при ГРП трещины в открытом состоянии, исключая их «схлопывание» после снятия давления и увеличивая проницаемость пласта в районе этих трещин.When working in a tight and low-permeable formation (for example, in non-zero deposits, in the production of bituminous oil and / or the like), it is very difficult to carry out work on the injection of a displacing agent (water, hot water, water with reagents, steam and / or. etc.). due to the low permeability of the reservoir. A well is selected for technological operations. Usually, a well is chosen, in the bottomhole formation zone of which the permeability is 1.5 or more times less than the average for the formation. To improve (increase) the reservoir properties of the bottomhole and interwell zones of the formation of the selected well, it is proposed to carry out a number of technological operations using hydraulic fracturing to obtain fractures into which a proppant (proppant, quartz sand, and/or the like) is pumped, and a liquid with sodium-containing elements is used as a fracturing fluid in the form of a suspension consisting of a liquid chemically neutral base without water content and 0.5 - 10% sodium metal, crushed to a nanodispersed state. The proppant allows you to keep the fractures obtained during hydraulic fracturing in an open state, excluding their “collapse” after pressure is removed and increasing the formation permeability in the area of these fractures.
Причем металлический натрий для закачки в пласт дробят до нанодисперсного состояния на специальных установках (такие технологии существуют и авторы на них не претендуют), в нейтральной среде (например, глицерин, трансформаторное масло и др.) и упаковывается в весовые герметичные пакеты для доставки в район выбранной скважины для проведения предлагаемых технологических операций.Moreover, metallic sodium for injection into the reservoir is crushed to a nanodispersed state on special installations (such technologies exist and the authors do not claim them), in a neutral environment (for example, glycerin, transformer oil, etc.) and packed in weight sealed bags for delivery to the area selected well for the proposed technological operations.
Перед закачкой жидкости разрыва в жидкую химически нейтральную основу без содержания воды (например, глицерин, трансформаторное масло, легкие фракции нефти и/или т.п.) добавляют из весовых пакетов 0,5 – 10 % раздробленного металлического натрия, перемешивая в смесителях (например, патенты RU №№ 2535863, 2414283, 2158627, 2578689 или. т.п.) до состояния равномерной эмульсии. Из практики натурных испытаний менее 0,5 % натрия в жидкости разрыва использовать не рекомендуется, так как резко снижается эффективность воздействия на ФЕС призабойной и межскважинной зон пласта и невозможно достигнуть 60ºС в призабоной зоне пласта, а выше 10 % - значительно увеличивает материальные затраты (несмотря на то, что сам натрий является распространённым и недорогим химическим элементом), а эффективность растет незначительно, так как температурный максимум ограничен температурой кипения пластовой воды (например, 144 ºС при пластовом давлении 0,4 МПа). Большой разброс параметров (0,5 – 10 % % натрия в жидкости) позволяет легко добиться такого соотношения, даже не смотря на «человеческий фактор»: предполагается добиться соотношения 5 – 6 % натрия в жидкости разрыва, при небольших ошибках в развесовке во время смешивания параметры все равно остаются в допустимых пределах.Before pumping the fracturing fluid into a liquid chemically neutral base without water content (for example, glycerin, transformer oil, light fractions of oil and / or the like), 0.5 - 10% crushed metallic sodium is added from weight packages, mixing in mixers (for example , patents RU No. 2535863, 2414283, 2158627, 2578689 or the like) to a state of uniform emulsion. From the practice of field tests, it is not recommended to use less than 0.5% sodium in the fracturing fluid, since the effectiveness of the impact on the reservoir properties of the near-wellbore and interwell zones of the formation is sharply reduced and it is impossible to reach 60ºС in the near-bottom zone of the formation, and above 10% - significantly increases material costs (despite the fact that sodium itself is a common and inexpensive chemical element), and the efficiency increases slightly, since the temperature maximum is limited by the boiling point of formation water (for example, 144 ºС at a formation pressure of 0.4 MPa). A wide range of parameters (0.5 - 10% sodium in liquid) makes it easy to achieve this ratio, even despite the "human factor": it is expected to achieve a ratio of 5 - 6% sodium in fracturing liquid, with small errors in weight distribution during mixing parameters are still within acceptable limits.
При этом натрий взаимодействует с водой, находящейся в пласте, а при недостатке ее (определяется анализом кернов из этого пласта) с закаченной после закачки жидкости разрыва. В результате происходит химическая реакция:In this case, sodium interacts with water in the formation, and in case of its deficiency (determined by the analysis of cores from this formation), with the fracturing fluid injected after injection. The result is a chemical reaction:
2Na + 2H2O → 2NaOH + H2↑ + 168 кДж [1]2Na + 2H 2 O → 2NaOH + H 2 ↑ + 168 kJ [1]
Активный водород, имея очень маленькие размеры, легко проникает в поры коллектора пласта, а повышение температуры до 60 ºС и более, выделяемой при этой химической реакции, увеличивает объем газа в порах и делает более текучими все нефтяные фракции (особенно тяжелые). При этом при температуре 60 ºС и более начинается преобразовываться керогена в жидкую фазу (60 ºС – начальная температура нефтяного «окна»), вязкость парафинов и асфальтенов резко снижается (при 60 ºС: 35 – 45 мПа⋅с и 48 – 55 мПа⋅с соответственно). При этом ионы NaOH снижают межфазное натяжение за счет активации ароматических соединений, что способствует их гидрированию. Для парафинов и асфальтенов (тяжелых фракций нефти) это процесс может идти по сульфидным мостикам, что приведет к снижению их молекулярной массы:Active hydrogen, having a very small size, easily penetrates into the pores of the formation reservoir, and an increase in temperature to 60 ºС or more, released during this chemical reaction, increases the volume of gas in the pores and makes all oil fractions (especially heavy ones) more fluid. At the same time, at a temperature of 60 ºС and more, kerogen begins to transform into a liquid phase (60 ºС is the initial temperature of the oil “window”), the viscosity of paraffins and asphaltenes decreases sharply (at 60 ºС: 35–45 mPa⋅s and 48–55 mPa⋅s respectively). At the same time, NaOH ions reduce the interfacial tension due to the activation of aromatic compounds, which contributes to their hydrogenation. For paraffins and asphaltenes (heavy oil fractions), this process can go through sulfide bridges, which will lead to a decrease in their molecular weight:
В результате поры освобождаются от тяжелых фракций нефти, а трещины с расклинивающим агентом увеличивают проницаемость, увеличивая ФЕС призабойной и межскважинной зон пласта.As a result, the pores are freed from heavy oil fractions, and fractures with a proppant increase permeability, increasing the reservoir properties of the near-wellbore and interwell zones of the formation.
Для ускорения очистки призабойной и межскважинной зон пласта от тяжелых фракций после закачки жидкости разрыва в скважину спускают насос на колонне труб, снаружи которых закачивают воду в пласт, а продукты после реакции водорода с продукцией пласта насосом периодически отбирают на поверхность до получения температуры 60 ºС и более. Это позволяет ускорить процесс реакции натрия и воды и прогрева в призабойной и межскважинной зон пласта с 5 – 7 дней до 1 – 2 дней, то есть практически более чем в 3 раза. При этом ФЕС (судя по проницаемости) призабойной и межскважинной зон пласта увеличивается практически в 3 – 5 раз. После чего скважину опять запускают в работу в качестве нагнетательной или добывающей.To speed up the cleaning of the near-wellbore and interwell zones of the formation from heavy fractions, after pumping the fracturing fluid into the well, a pump is lowered on a pipe string, outside of which water is pumped into the formation, and the products after the reaction of hydrogen with the production of the formation are periodically taken to the surface by the pump until a temperature of 60 ºС or more is obtained. . This makes it possible to speed up the reaction of sodium and water and heating in the bottomhole and interwell zones of the formation from 5-7 days to 1-2 days, that is, almost more than 3 times. At the same time, reservoir properties (judging by the permeability) of the bottomhole and interwell zones of the formation increase by almost 3-5 times. After that, the well is again put into operation as an injection or production well.
Предполагаемый способ интенсификации добычи нефти из плотного и слабопроницаемого пласта позволяет расширить область применения за счет увеличения охвата при помощи ГРП воздействия на межскважинную зону пласта, обеспечить вывод из призабоной зоны пласта тяжелых фракций нефти (например, битум, кероген и т.п.) за счет вытеснения водородом и прогрева межскважинной и призабойной зон до температуры как минимум до 60º для увеличения их текучести, уменьшения вязкости пластовых углеводородов, а также упростить применение за счет малого количества ингредиентов и более широкого допустимого интервала парциального смешения, что значительно уменьшает влияние «человеческого фактора».The proposed method of intensifying oil production from a tight and low-permeable reservoir allows expanding the scope by increasing the coverage of the interwell zone of the reservoir with the help of hydraulic fracturing, ensuring the removal of heavy oil fractions (for example, bitumen, kerogen, etc.) from the near-bottom zone of the reservoir due to hydrogen displacement and heating of the interwell and bottomhole zones to a temperature of at least 60º to increase their fluidity, reduce the viscosity of reservoir hydrocarbons, and also simplify the application due to the small amount of ingredients and a wider allowable interval of partial mixing, which significantly reduces the influence of the "human factor".
Claims (2)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2782666C1 true RU2782666C1 (en) | 2022-10-31 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2808345C1 (en) * | 2023-05-11 | 2023-11-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for stimulating oil production process |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2186206C2 (en) * | 2001-06-01 | 2002-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Передовые технологии" | Method of formation treatment |
| RU2331764C2 (en) * | 2006-07-20 | 2008-08-20 | ООО НПФ "ИКЭС-нефть" | Method for bottomhole treatment of oil producing wells and device to implement such method |
| RU2349743C1 (en) * | 2007-07-11 | 2009-03-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Method of extraction of high viscosity oil from carbonate collectors |
| RU2014154448A (en) * | 2014-12-30 | 2016-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "БИНОТЕК" | METHOD FOR PRODUCING HIGH-VISCOUS OIL AND BITUMEN |
| WO2019126336A1 (en) * | 2017-12-20 | 2019-06-27 | Terves Inc. | Material and method of controlled energy deposition |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2186206C2 (en) * | 2001-06-01 | 2002-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Передовые технологии" | Method of formation treatment |
| RU2331764C2 (en) * | 2006-07-20 | 2008-08-20 | ООО НПФ "ИКЭС-нефть" | Method for bottomhole treatment of oil producing wells and device to implement such method |
| RU2349743C1 (en) * | 2007-07-11 | 2009-03-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Method of extraction of high viscosity oil from carbonate collectors |
| RU2014154448A (en) * | 2014-12-30 | 2016-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "БИНОТЕК" | METHOD FOR PRODUCING HIGH-VISCOUS OIL AND BITUMEN |
| WO2019126336A1 (en) * | 2017-12-20 | 2019-06-27 | Terves Inc. | Material and method of controlled energy deposition |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2808345C1 (en) * | 2023-05-11 | 2023-11-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for stimulating oil production process |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101323780B (en) | Low pervasion oilfield thermochemical cleanup additive and use thereof | |
| CA2918022C (en) | Adjusting surfactant concentrations during hydraulic fracturing | |
| AU2021201823B2 (en) | Ethoxylated amines for use in subterranean formations | |
| CA2959311C (en) | Surfactant selection methods for wetting alteration in subterranean formations | |
| WO2016105338A1 (en) | Cationic multiple quaternary ammonium-based surfactants for enhancing production in subterranean formations | |
| CA3090866C (en) | Polyamine polyethers as nonemulsifier components | |
| RU2782666C1 (en) | Method for intensifying oil production from a dense and low-permeable reservoir | |
| NO20180469A1 (en) | Alkyl polyglycoside surfactants for use in subterranean formations | |
| US20140262241A1 (en) | Systems and Methods for the Production of a Subterranean Reservoir Containing Viscous Hydrocarbons | |
| RU2004116889A (en) | METHOD FOR TREATING A BOREHOLE BOTTOM ZONE | |
| US20140262242A1 (en) | Systems and Methods for the Production of a Subterranean Reservoir Containing Viscous Hydrocarbons | |
| RU2490437C1 (en) | Procedure for development of hydrocarbon deposit | |
| RU2495231C1 (en) | Flushing method for wells with lost-circulation formation | |
| RU2737455C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of formation in conditions of high-dissected high-conductivity reservoir with low stress contrast of bridges | |
| RU2501941C2 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2702175C1 (en) | Method of treatment of bottomhole formation zone with high-permeability fractures of hydraulic fracturing of formation | |
| RU2780194C1 (en) | Method for intensifying oil production from a reservoir | |
| RU2822789C1 (en) | Method of polymer flooding of oil formations | |
| US11739620B1 (en) | Methodology to improve the efficiency of gravity drainage CO2 gas injection processes | |
| RU2805696C1 (en) | Method for increasing hydrophilicity of carbonate reservoirs | |
| CA2884800A1 (en) | Free-flowing aqueous compositions for enhancing production rates of mineral oil or natural gas comprising oxidizing agents and glucans | |
| RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
| RU2792491C1 (en) | Method for developing carbonate reservoir of vereiskian-bashkir targets | |
| RU2811097C1 (en) | Method for increasing efficiency of enhanced oil recovery (eor) methods | |
| RU2730705C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit with water-oil zones |