RU2787489C1 - Способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата - Google Patents
Способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата Download PDFInfo
- Publication number
- RU2787489C1 RU2787489C1 RU2021139739A RU2021139739A RU2787489C1 RU 2787489 C1 RU2787489 C1 RU 2787489C1 RU 2021139739 A RU2021139739 A RU 2021139739A RU 2021139739 A RU2021139739 A RU 2021139739A RU 2787489 C1 RU2787489 C1 RU 2787489C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- carbon dioxide
- borehole
- well
- gas
- fluid
- Prior art date
Links
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 title abstract 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 70
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 70
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 69
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 62
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 42
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 35
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims abstract description 10
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 7
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims abstract description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 11
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 8
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N HCl Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 5
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 4
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 4
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 claims description 2
- -1 alkyl sulfonic acids Chemical class 0.000 claims description 2
- 125000004432 carbon atoms Chemical group C* 0.000 claims description 2
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000008055 alkyl aryl sulfonates Chemical class 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 17
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 abstract 2
- 238000005500 petroleum industry Methods 0.000 abstract 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 35
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 29
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 14
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 8
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 7
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 6
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 6
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 5
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 5
- 239000002269 analeptic agent Substances 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 4
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N oxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N Carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 2
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 2
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- 230000002194 synthesizing Effects 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate dianion Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 102200035591 MAP6D1 C10G Human genes 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L Sulphite Chemical compound [O-]S([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- VTVVPPOHYJJIJR-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide;hydrate Chemical compound O.O=C=O VTVVPPOHYJJIJR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic Effects 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 239000012084 conversion product Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000003480 eluent Substances 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 239000008239 natural water Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000009931 pascalization Methods 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000010970 precious metal Substances 0.000 description 1
- 238000003303 reheating 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
Images
Abstract
Изобретение относится к извлечению нефти, газа и конденсата. Технический результат - повышение дебита продуктивной скважины за счет интенсификации взаимного растворения высокомолекулярных соединений нефтяных оторочек и закачиваемой флюидной системы, снижение коррозии труб нагнетательных скважин, приводящей к аварийным ситуациям. Способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата включает при снижении продуктивности скважины из-за отложений в призабойной зоне высокомолекулярных соединений подачу в скважину сверхкритического флюида диоксида углерода и регенерацию призабойной зоны скважины за счет временного перевода скважины из эксплуатационного состояния в регенерационное. Сверхкритический флюид диоксида углерода перед подачей в скважину нагревают на 20-60°С выше пластовой температуры и увлажняют за счет впрыскивания в него с помощью дозировочного насоса через форсунку-рассеиватель деминерализованной воды или пара, полученного путем испарения деминерализованной воды в нагревателе после дозировочного насоса. Причем увлажнение сверхкритического флюида диоксида углерода выполняют таким образом, чтобы его относительная влажность на устье и по всей длине насосно-компрессорных труб скважины была меньше 100% без конденсации паров воды и связанной с ней коррозии, а на забое обеспечивалось достижение 100% относительной влажности с конденсацией паров воды и растворением в ней диоксида углерода, затем осуществляют продавку азотом. 5 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл., 2 пр.
Description
Способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата может быть использован для повышения дебита при разработке истощенных газоконденсатных месторождений.
Характерной особенностью газоконденсатных месторождений является отложение в газоносных пластах высокомолекулярных органических соединений, в основном парафино-смолистых, формирующих в пластах жидкие «гнезда» и нефтяные оторочки. По мере истощения газоконденсатных месторождений и снижения давления в газоносных пластах образуется ретроградный конденсат, что приводит к снижению продуктивности скважин (Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов. - М.: Недра, 1999. - С. 248). Количество высокомолекулярных соединений, которые остаются в пластах после истощения продуктивных скважин, исчисляют миллиардами тони. Например, только на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении при объеме продуктивных отложений около 137 млрд м3 геологические запасы высокомолекулярных соединений составляют около 418 млн т, в том числе более 218 млн т масляных фракций (Скибицкая Н.А., Бурханова И.О., Большаков М.Н. и др. Научное обоснование оценки неучтенных запасов связанного газа газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, сорбированного высокомолекулярными компонентами и керогеноподобным полимером продуктивных отложений // Электронный журнал «Георесурсы, геоэнергетика» геополитика». - №1(9). - 2014. - [Электронный ресурс] URL: http://oilgasjournal.ru/vol_9/skibitskaya.pdf). Для повышения извлечения углеводородов из газоконденсатных месторождений рекомендуется нагнетать в газоконденсатный пласт различные агенты в газовой или жидкой фазе как углеводородного, так и неуглеводородного происхождения: диоксид углерода, легкие углеводороды, природный газ, воду и другие вещества (Тер-Саркисов P.M. Разработка и добыча трудноизвлекаемых запасов углеводородов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005. - С. 407).
Известен способ доразработки истощенной залежи природных углеводородов, согласно которому;
- подготавливают залежь к доразработке;
- создают и/или используют, по меньшей мере, одну нагнетательную скважину для закачки в залежь, по меньшей мере, одного включающего диоксид углерода рабочего агента, используемого для получения водорода, кислорода, гомологов метана на основе выявленной каталитической реакции, а также доизвлечения оставшихся в пласте природных углеводородов;
- закачивают, по меньшей мере, один содержащий диоксид углерода рабочий агент до достижения заданного пластового давления в залежи;
- создают и/или используют, по меньшей мере, одну добывающую скважину;
- начинают добычу пластовых флюидов после достижения заданного пластового давления в залежи;
- из добытых пластовых флюидов выделяют воду, углеводороды, водород, кислород и диоксид углерода:
- добытую воду и непрореагировавший диоксид углерода направляют, по крайней мере, в одну нагнетательную скважину для повторной закачки в залежь (патент на изобретение RU 2514078, МПК Е21В 43/16, заявлен 02.03,2012 г., опубликован 27.01.2014 г.). Недостатками данного изобретения являются:
- наличие на месторождении не входящих в номенклатуру оборудования газодобывающих предприятий инфраструктур для отделения повторно закачиваемого диоксида углерода;
- проблематичность разложения воды на водород и кислород и получения углеводородов из водного раствора диоксида углерода при комнатной температуре и давлении 1-1,5 МПа на железосодержащих катализаторах непосредственно в пласте с образованием углеводородов.
Известен способ разработки углеводородной залежи, включающий бурение скважины и вскрытие продуктивного пласта, установку в скважине эксплуатационной колонны, насосно-компрессорных труб, пакера и хвостовика, непрерывную закачку с дневной поверхности через межтрубное пространство стимулирующего агента, которым обрабатывают прискважинную зону продуктивного пласта, и добычу углеводородов, при этом пакер устанавливают у кровли продуктивного пласта, а стимулирующим агентом обрабатывают прискважинную зону всего продуктивного пласта путем доставки этого агента в продуктивный пласт через зоны хвостовика, которые располагают между интервалами притока углеводородов в ствол скважины, причем пакер выполняют с возможностью инвертирования встречных коаксиальных потоков закачиваемого стимулирующего агента и добываемых углеводородов (патент на изобретение RU 2324048, МПК Е21В 43/16, Е21В 37/00, заявлен 24.05.2006 г., опубликован 10.05.2008 г.). Недостатками данного изобретения являются:
- отсутствие указаний о типе стимулирующего агента, его источнике, принципе выделения из добываемой смеси;
- отсутствие на газодобывающих предприятиях оборудования, позволяющего отделять фракцию углеводородов С5 и выше от попутного газа.
Известен способ добычи нефти при помощи ввода газа в сочетании с низкоамплитудным сейсмическим воздействием (патент US 4417621, МПК Е21В 43/16, Е21В 43/00, заявлен 28.10.1981 г., опубликован 29.11.1983 г.). Недостатками данного способа являются:
- отсутствие точных сведений об эффективности сейсмического воздействия источника частотой 100 Гц с низкой амплитудой колебаний не более 100 А при переходе от лабораторных испытаний к полевым условиям, когда газоносные пласты породы толщиной в несколько сотен метров находятся на большой глубине от дневной поверхности месторождения;
- необходимость постоянного сейсмического воздействия на пласт, связанная с отсутствием прохода диоксида углерода через модель пласта без акустического воздействия;
- возможное отрицательное влияние на биосферу, в том числе на человека, из-за низкоамплитудных вибрационных и акустических эффектов, сопровождающих сейсмическое воздействие.
Известен способ разработки залежи тяжелой нефти, в котором осуществляют добычу вязкой нефти или битума из пласта нагревом путем закачки в него газа и теплоносителя, нагреют реагентами, полученными из углеводородов, при этом указанный теплоноситель представляет собой воду, насыщенную диоксидом углерода, полученную смешиванием воды, нагретой за счет тепла, выделяемого при экзотермическом синтезе углеродсодержащих продуктов из реагентов, производимых путем конверсии углеводородов, и воды, насыщенной диоксидом углерода, выведенной из потока, образуемого при указанном синтезе, путем конверсии и сорбции (патент на изобретение RU 2444618, МПК Е21В 43/24, заявлен 13.05.2010 г., опубликован 10.03.2012 г.). Недостатками данного изобретения являются:
- высокие энергозатраты на нагрев теплоносителя - воды, расходуемые в основном на прогрев пласта;
- многоступенчатое получение смеси газа и теплоносителя - диоксида углерода и воды, включающее каталитическую конверсию, по крайней мере, значительной части добываемых углеводородов при высоких температуре и давлении в присутствии катализаторов, содержащих драгоценные металлы, с предварительно получаемыми водяным паром или кислородом, разделение продуктов конверсии с извлечением теплоносителя методом конденсации или сорбции, причем в последнем случае продукты реакции необходимо сначала охладить до температуры сорбции, которая значительно ниже температуры конденсации теплоносителя, повторный нагрев холодного теплоносителя, при этом в чрезмерно усложненную схему теплопереноса включен еще и ядерный реактор, а подобное оборудование на газовых промыслах, как правило, отсутствует.
Известен также наиболее близкий к заявляемому изобретению способ извлечения нефти, конденсата и высокомолекулярных соединений на комплексе, включающем, по крайней мере, два газоконденсатных месторождения с нефтяными оторочками - истощаемое и высокопродуктивное - с различным содержанием примесей сероводорода и диоксида углерода в добываемом углеводородном газе и входящем в состав единого газодобывающего и газонефтеперерабатывающего кластера, заключающийся в закачке в пласты газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками диоксида углерода и извлечении газожидкостной смеси с последующим разделением на углеводородный газ и жидкость, очищаемые от примесей сероводорода и диоксида углерода с выработкой товарных продуктов, диоксид углерода для закачки в пласты первого - истощаемого - газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой, на котором извлекают углеводородный газ с низким содержанием примеси диоксида углерода и соотношением примесей сероводорода и диоксида углерода на уровне (2-4):1, на начальной стадии работы вырабатывают из добываемого углеводородного газа второго - высокопродуктивного - газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой, имеющего большее количество диоксида углерода и соотношение примесей сероводорода и диоксида углерода, близкое к 1:1, и подвергаемого очистке на газоперерабатывающих объектах единого газодобывающего и газонефтеперерабатывающего кластера, имеющих в своем составе отделения для раздельной очистки добываемого углеводородного газа первого и второго газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками, при этом для добываемого углеводородного газа первого газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой очистку на начальном этапе его эксплуатации осуществляют в одну ступень с глубоким удалением одновременно сероводорода и диоксида углерода, но, по мере повышения концентрации примеси диоксида углерода в газе и приближения соотношения примесей сероводорода и диоксида углерода к 1:1, переходят на две ступени очистки - селективную и глубокую, а очистку добываемого углеводородного газа второго газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой постоянно осуществляют в две ступени - селективную и глубокую, после которых извлеченный диоксид углерода направляют на компримирование до давления 7,0-8,0 МПа для последующего транспорта в жидком виде до первого газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой, где закачку осуществляют в нагнетательные скважины, размещенные на участках добычи газа и газоконденсата, а также газа и нефти на нефтяных оторочках, с последующим извлечением из продуктивных скважин газа, конденсата, в том числе ретроградного, и высокомолекулярных соединений, которые далее разделяют на газовую и жидкую фазы, при этом газовую фазу транспортируют на газоперерабатывающие предприятия, а жидкую фазу - на нефтеперерабатывающие предприятия единого газодобывающего и газонефтеперерабатывающего кластера (патент на изобретение RU 2613644, МПК Е21В 43/16, C10G 5/00, Е21В 43/40, заявлен 30.12.2015 г., опубликован 21.03.2017 г.). Основным недостатком данного изобретения является низкая растворяющая способность жидкого диоксида углерода, подаваемого по нагнетательным скважинам в пласт, по отношению к высокомолекулярным углеводородам нефтяных оторочек, что не позволяет повышать дебит продуктивных скважин.
Общим недостатком всех рассмотренных методов доизвлечения газа, ретроградного конденсата и высокомолекулярных соединений нефти с использованием в качестве элюента диоксида углерода является его низкая эффективность, поскольку растворение высокомолекулярных углеводородов реализуется при низкой скорости диффузии диоксида углерода в пропитанную нефтью породу, а подача воды в пласт как вытеснителя нефти и газа может опосредовано вызвать интенсивную коррозию труб нагнетательных скважин, приводящую к аварийным ситуациям.
При создании изобретения была поставлена задача создания способа для подачи флюидной системы в нагнетательные скважины, повышающего дебит продуктивной скважины за счет интенсификации взаимного растворения высокомолекулярных соединений нефтяных оторочек и флюидной системы.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата, включающем при снижении продуктивности скважины из-за отложений в призабойной зоне высокомолекулярных соединений подачу в скважину сверхкритического флюида диоксида углерода и регенерацию призабойной зоны скважины за счет временного перевода скважины из эксплуатационного состояния в регенерационное, отличающийся тем, что сверхкритический флюид диоксида углерода перед подачей в скважину нагревают на 20-60°С выше пластовой температуры и увлажняют за счет впрыскивания в него с помощью дозировочного насоса через форсунку-расееиватель деминерализованной воды или пара, полученного путем испарения деминерализованной воды в нагревателе после дозировочного насоса, причем увлажнение сверхкритического флюида диоксида углерода выполняют таким образом, чтобы его относительная влажность на устье и по всей длине насосно-компрессорных труб скважины была меньше 100% без конденсации паров воды и связанной с ней коррозии, а на забое обеспечивалось достижение 100% относительной влажности с конденсацией паров воды и растворением в ней диоксида углерода, затем осуществляют продавку азотом.
Подача в призабойную зону скважины увлажненного сверхкритического флюида диоксида углерода позволяет существенно интенсифицировать растворение высокомолекулярных соединений и их транспорт к продуктивным скважинам, так как диоксид углерода хорошо растворяется в воде, особенно при высоком гидростатическом давлении, формируемом в забое нагнетательной скважины. Однако растворимость диоксида углерода в минерализованной воде существенно снижается, поэтому рекомендуется использовать предварительно подготовленную деминерализованную воду. Поскольку диоксид углерода растворяется в нефти в зависимости от температуры и давления в пласте в 4-10 раз лучше, чем в воде, то при его переходе из водной фазы в углеводородную поверхностное натяжение между этими фазами снижается, что способствует смешению нефти и диоксида углерода в однофазную систему. В зависимости от вида нефти и ее реологических характеристик полное смешение нефти и диоксида углерода происходит при давлении 8-30 МПа, поэтому флюид диоксида углерода лучше всего подавать в нагнетательную скважину и пласт в сверхкритическом состоянии, когда флюид легко растворяет даже твердые конденсированные углеводороды. Во избежание коррозии оборудования увлажнение сверхкритического флюида диоксида углерода выполняют таким образом, чтобы его относительная влажность по всей длине насосно-компрессорных труб от устья до забоя скважины была меньше 100% без конденсации паров воды и связанной с ней коррозии, а в забое обеспечивается достижение 100% относительной влажности с конденсацией паров воды и растворением в ней диоксида углерода.
Целесообразно к сверхкритическому флюиду диоксида углерода предварительно добавлять раствор поверхностно-активных веществ ПАВ для снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз вода-нефть.
Полезно после предварительной закачки увлажненного сверхкритического флюида диоксида углерода в скважину и перед продавкой азотом к сверхкритическому флюиду диоксида углерода добавлять раствор соляной кислоты с 0,1-0,5 об.% ПАВ подачей его на смешение с диоксидом углерода, так как соляная кислота, взаимодействуя с карбонатными породами, дополнительно образует угольную кислоту, которая в свою очередь разлагается на воду и диоксид углерода, при этом скорость реакции разложения на два порядка выше, чем скорость обратной реакции образования угольной кислоты из вводимой в пласт системы диоксид углерода-вода и поскольку для снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефть-вода необходимо образование на этой границе слоя ПАВ толщиной всего в несколько молекул
При этом в качестве ПАВ можно использовать вещества, производимые в промышленных масштабах, например, алкилсульфаты (моющие средства «Новость», «Прогресс» и другие) или смесь натриевых солей алкилсульфокислот с алкильными остатками, содержащими 12-18 атомов углерода (моющий препарат «Сульфонат») или алкиларилсульфоиаты (Сульфанол НП-3, ДС-РАС, азоляты А и Б).
Предлагаемый способ обработки скважины для извлечении нефти, газа, конденсата иллюстрируется схемой варианта увлажнения сверхкритического флюида диоксида углерода перед его закачкой в скважину на фигуре и таблицей с использованием следующих обозначений:
1 - сухой сверхкритический флюид диоксида углерода;
2 - трубопровод;
3 - дозировочный насос;
4 - подготовленная деминерализованная вода;
5 - форсунка;
6 - увлажненный сверхкритический флюид диоксида углерода;
7 - увлажненный до состояния насыщения сверхкритический флюид диоксида углерода;
8 - скважина;
9 - насосно-компрессорная труба;
10 - забой скважины;
11 - продуктивный пласт.
Предлагаемый способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата реализуется следующим образом. В сухой сверхкритический флюид диоксида углерода 1 дозированно с помощью дозировочного насоса 3 вводят через форсунку 5 подготовленную деминерализованную воду 4, поступающую со стороны по трубопроводу 2, формируя на входе в устье скважины 8 увлажненный сверхкритический флюид диоксида углерода 6. По мере прохождения по насосно-компрессорной трубе 9 в продуктивный пласт 11 степень относительной влажности флюида возрастает, достигая 100% в забое скважины 10 с получением увлажненного до состояния насыщения сверхкритического флюида диоксида углерода 7, который интенсифицирует диффузию диоксида углерода в отложения высокомолекулярных соединений. Это позволяет сформировать смесь низкой вязкости, легко отводимую далее из продуктивного пласта 11. Данная процедура регенерирует призабойную зону скважины 8 и восстанавливает ее продуктивность.
Пример 1. Необходимое влагосодержание сверхкритического флюида диоксида углерода для обеспечения его относительной влажности 100% в условиях забоя при расходе 4000 кг/ч сухого сверхкритического флюида диоксида углерода 1 определяется расчетным путем. Термобарические условия вблизи забоя скважины 10 с нефтяной оторочкой глубиной 3000 м с насосно-компрессорной трубой 9 определены с помощью скважинного манометра-термометра АМТ-10Б и составляют 32°С и 90 кг/см2. Параметры увлажненного до состояния насыщения сверхкритического диоксида углерода 7, поступающего в забой скважины 10, приняты 80°С и 104,6 кг/см2 (таблица 1), что позволяет преодолевать гидравлическое сопротивление при продавливании флюида в микротрещины продуктивного пласта 11 и обеспечить его разогрев для снижения вязкости нефти. При этом 100% относительная влажность увлажненного сверхкритического флюида диоксида углерода будет достигаться при содержании в нем 6,4 кг/ч влаги.
Пример 2. При подаче в устье скважины 8 глубиной 3000 м 4000 кг/ч увлажненного до состояния насыщения сверхкритического флюида диоксида углерода 7 гидростатическое давление столба флюида диоксида углерода за вычетом гидравлического сопротивления составляет 44,6 кг/см2. В соответствии с расчетом примера 1 при помощи дозировочного насоса 3 необходимо подавать распылом 6,46 кг/ч подготовленной деминерализованной воды 4. При давлении 60 кг/см2 и температуре 79,7°С относи тельная влажность увлажненного сверхкритического флюида диоксида углерода 6 после впрыска 6,46 кг/ч воды составит 57%.
Сводные данные по примерам 1 и 2 приведены в таблице.
Таким образом, заявляемое изобретение решает поставленную задачу создания способа для подачи флюидной системы в нагнетательные скважины, повышающего дебит продуктивной скважины за счет интенсификации взаимного растворения высокомолекулярных соединений нефтяных оторочек и флюидной системы.
Таблица
| Параметры | Ед. изм. | Поток | |||
| 1 | 4 | 6 | 7 | ||
| Фаза | - | Газ | Вода | Газ | Газ |
| Давление | кг/см2 | 60 | 62 | 60 | 104,6 |
| Температура | oC | 79,7 | 20 | 79,7 | 80 |
| Влагосодержание | г/м3 | 0 | - | 2,97 | 2,97 |
| Относительная влажность | % | 0 | - | 57 | 100 |
Claims (6)
1. Способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата, включающий при снижении продуктивности скважины из-за отложений в призабойной зоне высокомолекулярных соединений подачу в скважину сверхкритического флюида диоксида углерода и регенерацию призабойной зоны скважины за счет временного перевода скважины из эксплуатационного состояния в регенерационное, отличающийся тем, что сверхкритический флюид диоксида углерода перед подачей в скважину нагревают на 20-60°С выше пластовой температуры и увлажняют за счет впрыскивания в него с помощью дозировочного насоса через форсунку-рассеиватель деминерализованной воды или пара, полученного путем испарения деминерализованной воды в нагревателе после дозировочного насоса, причем увлажнение сверхкритического флюида диоксида углерода выполняют таким образом, чтобы его относительная влажность на устье и по всей длине насосно-компрессорных труб скважины была меньше 100% без конденсации паров воды и связанной с ней коррозии, а на забое обеспечивалось достижение 100% относительной влажности с конденсацией паров воды и растворением в ней диоксида углерода, затем осуществляют продавку азотом.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что к сверхкритическому флюиду диоксида углерода предварительно добавляют раствор поверхностно-активных веществ ПАВ.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что после предварительной закачки увлажненного сверхкритического флюида диоксида углерода в скважину и перед продавкой азотом к сверхкритическому флюиду диоксида углерода добавляют раствор соляной кислоты с 0,1-0,5 об.% ПАВ подачей его на смешение с диоксидом углерода.
4. Способ по п. 2 или 3, отличающийся тем, что в качестве ПАВ используют алкилсульфаты.
5. Способ по п. 2 или 3, отличающийся тем, что в качестве ПАВ используют смесь натриевых солей алкилсульфакислот с алкильными остатками, содержащими 12-18 атомов углерода.
6. Способ по п. 2 или 3, отличающийся тем, что в качестве ПАВ используют алкиларилсульфонаты.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2023/000040 WO2023128839A1 (ru) | 2021-12-29 | 2023-02-20 | Способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2787489C1 true RU2787489C1 (ru) | 2023-01-09 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4417621A (en) * | 1981-10-28 | 1983-11-29 | Medlin William L | Method for recovery of oil by means of a gas drive combined with low amplitude seismic excitation |
| RU2548266C2 (ru) * | 2009-10-20 | 2015-04-20 | Эни С.П.А. | Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения |
| RU2613644C1 (ru) * | 2015-12-30 | 2017-03-21 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Способ извлечения нефти, конденсата и высокомолекулярных соединений |
| RU2652049C1 (ru) * | 2017-05-17 | 2018-04-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину |
| RU2715107C2 (ru) * | 2018-06-20 | 2020-02-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину |
| RU2736021C1 (ru) * | 2020-07-24 | 2020-11-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ регулирования охвата пласта газоциклической закачкой диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину с помощью пенных систем |
| RU2745489C1 (ru) * | 2020-10-12 | 2021-03-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ газоциклической закачки смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4417621A (en) * | 1981-10-28 | 1983-11-29 | Medlin William L | Method for recovery of oil by means of a gas drive combined with low amplitude seismic excitation |
| RU2548266C2 (ru) * | 2009-10-20 | 2015-04-20 | Эни С.П.А. | Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения |
| RU2613644C1 (ru) * | 2015-12-30 | 2017-03-21 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Способ извлечения нефти, конденсата и высокомолекулярных соединений |
| RU2652049C1 (ru) * | 2017-05-17 | 2018-04-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину |
| RU2715107C2 (ru) * | 2018-06-20 | 2020-02-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину |
| RU2736021C1 (ru) * | 2020-07-24 | 2020-11-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ регулирования охвата пласта газоциклической закачкой диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину с помощью пенных систем |
| RU2745489C1 (ru) * | 2020-10-12 | 2021-03-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ газоциклической закачки смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2020230313B2 (en) | Electrolytic system and method for processing a hydrocarbon source | |
| CA2851166C (en) | Method and apparatus for generating steam for the recovery of hydrocarbon | |
| US20120255887A1 (en) | Method for Recovering Hydrocarbon from Tar Sand Using Nanofluid | |
| US9556717B2 (en) | Non-aqueous hydrocarbon recovery | |
| Wang et al. | A Case Study on Simulation of In–Situ CO2 Huff–‘n’–Puff Process | |
| Wang et al. | In situ CO2 enhanced oil recovery: parameters affecting reaction kinetics and recovery performance | |
| US20220364441A1 (en) | Systems, Methods and Devices for Geologic Storage of CO2 from Modular Point Sources | |
| RU2787489C1 (ru) | Способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата | |
| CA2789917C (en) | Method of oil extraction | |
| US11458419B2 (en) | Emulsion system utilizing nitrogen and heat to treat deep water blockage | |
| RU2599999C2 (ru) | Добавки для повышения извлечения углеводородов | |
| RU2066744C1 (ru) | Способ интенсификации добычи нефти | |
| WO2023128839A1 (ru) | Способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата | |
| RU2440490C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2363836C2 (ru) | Способ подъема жидкости с забоя газоконденсатных скважин с низким газовым фактором в условиях аномально низких пластовых давлений | |
| RU2613644C9 (ru) | Способ извлечения нефти, конденсата и высокомолекулярных соединений | |
| RU2809364C1 (ru) | Способ извлечения нефти, конденсата и углеводородного газа | |
| RU2597039C1 (ru) | Способ разработки залежи тяжелой нефти | |
| RU2636988C1 (ru) | Способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины | |
| RU2801030C2 (ru) | Способ разработки месторождений трудноизвлекаемых углеводородов | |
| RU2067167C1 (ru) | Способ добычи газа из газоконденсатного пласта | |
| US11814574B1 (en) | Organic sludge targeted removal using nitro-activated carbon composite and acidified solution of ammonium chloride | |
| US20240083775A1 (en) | Supersonic purification of water and apparatus therefor | |
| RU2704684C1 (ru) | Способ добычи высокотехнологичной нефти и технологический комплекс для его осуществления | |
| RU2293179C2 (ru) | Способ очистки попутного нефтяного газа от сероводорода для закачки в нефтяной пласт |