WO2011096845A1 - Method for enhancing the permeability of the bottom hole region of an oil-bearing formation - Google Patents
Method for enhancing the permeability of the bottom hole region of an oil-bearing formation Download PDFInfo
- Publication number
- WO2011096845A1 WO2011096845A1 PCT/RU2011/000016 RU2011000016W WO2011096845A1 WO 2011096845 A1 WO2011096845 A1 WO 2011096845A1 RU 2011000016 W RU2011000016 W RU 2011000016W WO 2011096845 A1 WO2011096845 A1 WO 2011096845A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- oil
- pulse
- water
- reservoir
- zone
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 23
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 16
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 title abstract 3
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 12
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 238000005325 percolation Methods 0.000 description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- 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
Definitions
- the invention relates to the field of oil and gas industry, in particular to methods for increasing the permeability of the bottom-hole zone of the oil reservoir.
- the known method is not sufficiently accurate in determining the parameters of the pulsed treatment of the bottom-hole formation zone, since the pulse duration ⁇ is calculated using the grain size d, while the process is focused on heating the fluid in the pore channels, which leads to a significant overestimation of the pulse duration , which can lead to greater energy release, and a corresponding decrease in permeability due to gas clogging.
- the closest to the proposed method is a method of increasing the permeability of the bottom-hole zone of an oil-bearing formation, in which the geological and physical parameters of the bottom-hole zone of the formation are preliminarily determined to determine the optimal regime of its pulsed electric treatment by selecting the appropriate values of pulse duration ⁇ , current density in a pulse] *, the pulse duty cycle Q and the pulse processing time t, after which pulse electric processing is carried out in the established press, and when determining the geological and physical parameters, a porometric curve of the reservoir material in the bottomhole zone f (r) is determined to calculate the average radius of the pore channels g cf (see RF patent JY22208146, class ⁇ 21 ⁇ 43 / 25 of 06.21.2002).
- the known method contains significant errors in determining the parameters of the pulsed treatment of the bottom-hole formation zone, since it does not take into account the two-phase nature of the flow (oil and water), the localization of energy release during the flow of electric current in a porous medium, as well as the reservoir thermobaric conditions.
- the pulse duration is determined by the average radius of the pore channels g sr , while theoretical calculations show that the highest rate of temperature increase in the medium occurs in the thinnest capillaries of the largest capillary chains, the so-called critical flow radii r s , which are larger g cf.
- the proposed pulse duration ⁇ is less than optimal, which unreasonably increases energy consumption.
- the current density in the pulse determined in accordance with the selected value of the pulse duration, must be calculated taking into account reservoir pressure p 0 , which reduces the required current density j, and an additional 1 experimental studies give an updated value of the numerical coefficient k two times lower than the previous one.
- the average parameters of the formation fluid are used, which will obviously lead to its overstatement, since at the final stage of development the aqueous phase dominates the flow, and its parameters (density, thermal conductivity, electrical conductivity, boiling point) are higher than hydrocarbons. It also does not take into account the initial reservoir temperature, the number of pulses and the duty cycle. All this leads to a significant error in determining the maximum pulse processing time /.
- the basis of the invention is the task of increasing the accuracy of determining the parameters of pulsed electrical processing to increase the absolute permeability of the bottom-hole zone of the oil reservoir while reducing energy consumption and the risk of falling phase permeability of oil.
- the problem is achieved in that in the method of increasing the permeability of the bottom-hole zone of the oil-bearing formation, according to the invention, a preliminary determination of the geological and physical parameters of the bottom-hole zone of the formation is carried out, including a porometric curve of the material of the reservoir f (r), after which the optimal values of the pulse duration r are chosen, current density in pulse j, duty cycle of pulses Q and the total processing time for the subsequent pulsed electric processing of the bottom-hole zone, moreover, thermo the baric characteristics of the bottom-hole zone - reservoir pressure p 0 and reservoir temperature T 0 , after which the pulse duration t is determined by the formula
- ⁇ - thermal diffusivity of the formation fluid m 2 / s
- ⁇ ⁇ - coefficient of thermal conductivity of water J / (m-K-s)
- ⁇ is the crushing strength of the cementing substance of the skeleton of the collector, Pa;
- duty cycle of the pulse current is selected in the range
- ⁇ is the number of pulses
- the essence of the invention lies in the fact that the implementation of the proposed method in the manner described above allows to achieve the technical result - to increase the accuracy of determining the parameters of pulsed electric processing to increase the absolute permeability of the bottomhole formation zone while reducing energy consumption and the risk of a drop in phase permeability for oil.
- the geological and physical parameters of the bottom-hole zone of the formation are preliminarily determined, including the porometric curve of the reservoir material f (r), after which the optimal values of pulse duration ⁇ , current density per pulse y ′′ , pulse duty cycle Q and total processing time t for subsequent pulsed electric processing of the bottomhole zone in the established mode.
- thermobaric characteristics of the bottom-hole zone are determined — reservoir pressure p 0 and reservoir temperature T 0.
- pulse duration t is determined by the formula
- ⁇ ⁇ is the thermal conductivity of water, J / (m-K-s);
- ⁇ is the crushing strength of the cementing substance of the skeleton of the collector, Pa;
- the duty cycle of the pulse current is selected in the range
- ⁇ is the number of pulses
- thermodynamic parameters of each of the filtered phases — water and oil — are determined, and not the average parameters of the formation fluid — a mixture of water and oil; the pulse duration is determined not by the average radius of the pore channels g sr , but by the value of the critical flow radius g s calculated through the percolation invariant (see Selyakov V.I., Kadet V.V. Percolation models of transport processes in microinhomogeneous media. - M.
- thermobaric characteristics of the bottom-hole zone - reservoir pressure p 0 and reservoir temperature T 0 (technical means for their determination - depth gauge and thermometer), which are taken into account when determining the current density in the pulse j and the total time of the electrical processing t (which was not previously).
- thermodynamic parameters of the aqueous phase are used (index c)
- thermodynamic parameters of the oil phase are used.
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)
- Earth Drilling (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
Abstract
The invention pertains to the field of oil and gas extraction and, more specifically, to methods for enhancing the permeability of the bottom hole region of an oil-bearing formation. The method for enhancing the permeability of the bottom hole region of an oil-bearing formation comprises first determining the geological and physical parameters of the bottom hole region, including the porosimetric curve of the material of the reservoir f(r), and then selecting the optimal values for the pulse duration т, the pulse current intensity j, the duty cycle of the pulses Q and the total processing time t for the subsequent pulsed electro-processing of the bottom hole region, wherein the thermobaric characteristics of the bottom hole region, namely the formation pressure р
0 and the formation temperature Т
0 , are also determined and the pulse duration τ is determined according to formula (I), the pulse current intensity j is determined according to formula (II), the duty cycle of the pulse current is selected in a range of 1 ≤ Q ≤ 2, and the total pulsed electro-processing time is set so as not to exceed (III), where ω is the number of pulses.
Description
Способ повышения проницаемости призабойной зоны A method of increasing permeability of the bottomhole zone
нефтеносного пласта. oil reservoir.
Область техники Technical field
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам повышения проницаемости призабойной зоны нефтеносного пласта. The invention relates to the field of oil and gas industry, in particular to methods for increasing the permeability of the bottom-hole zone of the oil reservoir.
Уровень техники State of the art
Известен способ повышения проницаемости призабойной зоны нефтеносного пласта, включающий предварительное определение геологофизических параметров призабойной зоны пласта для осуществления оптимального режима его импульсов электрообработки выбором соответствующих значений длительности импульсов τ, плотности тока в импульсе j*, скважности импульсов Q и времени импульсной обработки t и последующую импульсную электрообработку в установленном режиме (см. патент РФ N°2089727, кл. Е21В43/28 от 26.12.1990 г.) There is a method of increasing the permeability of the bottom-hole zone of an oil-bearing formation, including preliminary determination of the geological and physical parameters of the bottom-hole zone of the formation to implement the optimal mode of its electrical processing pulses by selecting the appropriate values of pulse durations τ, current density in pulse j *, pulse duty cycle Q and pulse processing time t and subsequent pulse electrical processing in the established mode (see RF patent N ° 2089727, class Е21В43 / 28 of 12.26.1990)
Однако известный способ не отличается достаточной точностью определения параметров импульсной обработки призабойной зоны пласта, так как длительность импульса τ рассчитывается с использованием величины размера зерна d, в то время как процесс ориентирован на нагревание жидкости, находящейся в поровых каналах, что приводит к значительному завышению длительности импульса, что может привести к большему энерговыделению, и соответствующему снижению проницаемости вследствие газовой кольматации. However, the known method is not sufficiently accurate in determining the parameters of the pulsed treatment of the bottom-hole formation zone, since the pulse duration τ is calculated using the grain size d, while the process is focused on heating the fluid in the pore channels, which leads to a significant overestimation of the pulse duration , which can lead to greater energy release, and a corresponding decrease in permeability due to gas clogging.
Выбор скважности импульсов < 6 в течение экспериментального времени является относительно широким и не оптимальным, что ведет к большим потерям электроэнергии.
По технической сущности наиболее близким к предлагаемому способу является способ повышения проницаемости призабойной зоны нефтеносного пласта, при котором осуществляют предварительное определение геолого-физических параметров призабойной зоны пласта для определения оптимального режима его импульсной электрообработки выбором соответствующих значений длительности импульсов τ, плотности тока в импульсе ]*, скважности импульсов Q и времени импульсной обработки t, после чего осуществляют импульсную электрообработку в установленном режиме, причём при определении геолого-физических параметров определяют порометрическую кривую материала коллектора в призабойной зоне f(r) для расчёта средней величины радиуса поровых каналов гср (см. патент РФ JY22208146, кл. Е21В43/25 от 21.06.2002 г.). The choice of pulse duty cycle <6 during the experimental time is relatively wide and not optimal, which leads to large losses of electricity. By technical nature, the closest to the proposed method is a method of increasing the permeability of the bottom-hole zone of an oil-bearing formation, in which the geological and physical parameters of the bottom-hole zone of the formation are preliminarily determined to determine the optimal regime of its pulsed electric treatment by selecting the appropriate values of pulse duration τ, current density in a pulse] *, the pulse duty cycle Q and the pulse processing time t, after which pulse electric processing is carried out in the established press, and when determining the geological and physical parameters, a porometric curve of the reservoir material in the bottomhole zone f (r) is determined to calculate the average radius of the pore channels g cf (see RF patent JY22208146, class Е21В43 / 25 of 06.21.2002).
Однако известный способ содержит существенные погрешности в определении параметров импульсной обработки призабойной зоны пласта, поскольку не учитывает двухфазный характер течения (нефть и вода), локализацию энерговыделения при протекании электрического тока в пористой среде, а также пластовые термобарические условия. However, the known method contains significant errors in determining the parameters of the pulsed treatment of the bottom-hole formation zone, since it does not take into account the two-phase nature of the flow (oil and water), the localization of energy release during the flow of electric current in a porous medium, as well as the reservoir thermobaric conditions.
Так, длительность импульса определяется по среднему значению радиуса поровых каналов гср, в то время как теоретические расчеты показывают, что наибольшая скорость роста температуры в среде имеет место в самых тонких капиллярах самых крупных капиллярных цепочек, так называемых критических радиусах протекания гс, которые больше гср. В результате предлагаемая длительность импульса τ оказывается меньше оптимальной, что неоправданно увеличивает энергозатраты. So, the pulse duration is determined by the average radius of the pore channels g sr , while theoretical calculations show that the highest rate of temperature increase in the medium occurs in the thinnest capillaries of the largest capillary chains, the so-called critical flow radii r s , which are larger g cf. As a result, the proposed pulse duration τ is less than optimal, which unreasonably increases energy consumption.
Плотность тока в импульсе, определяемая в соответствии с выбранным значением длительности импульса, должна рассчитываться
с учетом пластового давления р0, что снижает требуемую плотность тока j, а дополнительные 1 экспериментальные исследования дают уточненное значение численного коэффициента к в два раза ниже предыдущего. The current density in the pulse, determined in accordance with the selected value of the pulse duration, must be calculated taking into account reservoir pressure p 0 , which reduces the required current density j, and an additional 1 experimental studies give an updated value of the numerical coefficient k two times lower than the previous one.
Использование на практике верхней границы скважности импульсов Q - 3 сводит результат импульсного электровоздействия к нулю, так как в этом случае отсутствует накопительный эффект воздействия последовательных импульсов, необходимый для получения общего конечного результата. The practical use of the upper limit of the duty cycle of pulses Q - 3 reduces the result of pulsed electrical action to zero, since in this case there is no cumulative effect of the effect of successive pulses, which is necessary to obtain a common final result.
При определении верхней границы суммарного времени импульсной обработки используются усредненные параметры пластового флюида, что заведомо приведет к ее завышению, поскольку на заключительной стадии разработки водная фаза доминирует в потоке, а ее параметры (плотность, теплопроводность, удельная электропроводность, температура кипения) выше, чем у углеводородов. Здесь не учитываются также исходная пластовая температура, количество импульсов и скважность. Все это ведет к значительной погрешности в определении максимального времени импульсной обработки /. When determining the upper boundary of the total pulse processing time, the average parameters of the formation fluid are used, which will obviously lead to its overstatement, since at the final stage of development the aqueous phase dominates the flow, and its parameters (density, thermal conductivity, electrical conductivity, boiling point) are higher than hydrocarbons. It also does not take into account the initial reservoir temperature, the number of pulses and the duty cycle. All this leads to a significant error in determining the maximum pulse processing time /.
Чрезвычайно важно, что из-за более низкой температуры кипения основных компонентов нефти при превышении общего времени обработки раньше произойдет газовая кольматация нефтепроводящих путей, фазовая проницаемость по нефти упадёт и обводнённость продукции возрастёт. It is extremely important that due to the lower boiling point of the main components of the oil, when the total processing time is exceeded, gas clogging of the oil paths will occur earlier, the phase permeability of the oil will decrease and the water cut of the product will increase.
Раскрытие изобретения Disclosure of invention
В основу изобретения поставлена задача повышения точности определения параметров импульсной электрообработки для увеличения абсолютной проницаемости призабойной зоны нефтеносного пласта
при снижении энергопотребления и риска падения фазовой проницаемости по нефти. The basis of the invention is the task of increasing the accuracy of determining the parameters of pulsed electrical processing to increase the absolute permeability of the bottom-hole zone of the oil reservoir while reducing energy consumption and the risk of falling phase permeability of oil.
Поставленная задача достигается тем, что в способе повышения проницаемости призабойной зоны нефтеносного пласта, согласно изобретению, осуществляют предварительное определение геолого- физических параметров призабойной зоны пласта, в том числе порометрической кривой материала коллектора f(r), после чего выбирают оптимальные значения длительности импульса г, плотности тока в импульсе j, скважности импульсов Q и общего времени обработки для последующей импульсной электрообработки призабойной зоны, причём дополнительно определяют термобарические характеристики призабойной зоны - пластовое давление р0 и пластовую температуру Т0, после чего длительность импульса т определяют по формуле The problem is achieved in that in the method of increasing the permeability of the bottom-hole zone of the oil-bearing formation, according to the invention, a preliminary determination of the geological and physical parameters of the bottom-hole zone of the formation is carried out, including a porometric curve of the material of the reservoir f (r), after which the optimal values of the pulse duration r are chosen, current density in pulse j, duty cycle of pulses Q and the total processing time for the subsequent pulsed electric processing of the bottom-hole zone, moreover, thermo the baric characteristics of the bottom-hole zone - reservoir pressure p 0 and reservoir temperature T 0 , after which the pulse duration t is determined by the formula
τ = Γ2 / 4χ , τ = Γ 2 / 4χ,
где: χ - температуропроводность пластового флюида, м2/с, λβ - коэффициент теплопроводности воды, Дж/(м-К-с); where: χ - thermal diffusivity of the formation fluid, m 2 / s, λ β - coefficient of thermal conductivity of water, J / (m-K-s);
Св - удельная теплоемкость воды, Дж/(кг-К); C in - specific heat of water, J / (kg-K);
рв - плотность воды, кг/м ; p in - the density of water, kg / m;
гс - критический радиус протекания (м), определяемый из соотношения g with the critical radius of the flow (m), determined from the ratio
)f(r)dr = \/ 4 , плотность тока в импульсе , определяемая по формуле
) f (r) dr = \ / 4, the current density in the pulse, determined by the formula
где: к=\0 - коэффициент, учитывающий погрешности эксперименталь-ного определения параметров коллектора и флюида;
αρβ - коэффициент изобарного температурного расширения воды,where: k = \ 0 - coefficient taking into account the errors of the experimental determination of the parameters of the reservoir and fluid; α ρβ is the coefficient of isobaric thermal expansion of water,
1/К; 1 TO;
βίβ - коэффициент изотермической сжимаемости воды, 1/Па; β ίβ - isothermal compressibility coefficient of water, 1 / Pa;
σ - предел прочности на раздавливание цементирующего вещества скелета коллектора, Па; σ is the crushing strength of the cementing substance of the skeleton of the collector, Pa;
- удельная электропроводность воды, 1/(Ом-м); - specific electrical conductivity of water, 1 / (Ohm-m);
р0 - давление пластового флюида в призабойной зоне, Па; p 0 - reservoir fluid pressure in the bottomhole zone, Pa;
при этом скважность импульсного тока выбирают в диапазоне wherein the duty cycle of the pulse current is selected in the range
i < e < 2, i <e <2,
а общее время проведения импульсной электрообработки устанавливают не превышающим
and the total time of the pulsed electrical processing is set not exceeding
где: ω - количество импульсов, where: ω is the number of pulses,
рн - плотность нефти, кг/м3; p n - oil density, kg / m 3 ;
С„- удельная теплоемкость нефти, Дж/(кг-К); С „- specific heat of oil, J / (kg-K);
δΗ - удельная электропроводность нефти, 1/(Ом-м); δ Η - electrical conductivity of oil, 1 / (Ohm-m);
Тсн - температура кипения нефти, К; T sn - the boiling point of oil, K;
Т0 - пластовая температура в призабойной зоне, К. T 0 - reservoir temperature in the bottomhole zone, K.
Сущность изобретения заключается в том, что выполнение предлагаемого способа вышеописанным образом позволяет достичь поставленный технический результат - повысить точность определения параметров импульсной электрообработки для увеличения абсолютной проницаемости призабойной зоны пласта при снижении энергопотребления и риска падения фазовой проницаемости по нефти. The essence of the invention lies in the fact that the implementation of the proposed method in the manner described above allows to achieve the technical result - to increase the accuracy of determining the parameters of pulsed electric processing to increase the absolute permeability of the bottomhole formation zone while reducing energy consumption and the risk of a drop in phase permeability for oil.
Сравнение предлагаемого способа с ближайшим аналогом позволяет утверждать, что выполняется критерий «новизна», а отсутствие отличительных признаков ближайших аналогов говорит о соответствии критерию «изобретательский уровень».
Предварительные испытания позволяют утверждать о возможности широкого промышленного использования. Comparison of the proposed method with the closest analogue allows us to state that the criterion of "novelty" is fulfilled, and the absence of distinguishing features of the closest analogs indicates compliance with the criterion of "inventive step". Preliminary tests suggest the possibility of wide industrial use.
Лучший вариант осуществления изобретения Предварительно определяют геолого-физические параметры призабойной зоны пласта, в том числе порометрической кривой материала коллектора f(r), после чего выбирают оптимальные значения длительности импульса τ, плотности тока в импульсе у", скважности импульсов Q и общего времени обработки t для последующей импульсной электрообработки призабойной зоны в установленном режиме. BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION The geological and physical parameters of the bottom-hole zone of the formation are preliminarily determined, including the porometric curve of the reservoir material f (r), after which the optimal values of pulse duration τ, current density per pulse y ″ , pulse duty cycle Q and total processing time t for subsequent pulsed electric processing of the bottomhole zone in the established mode.
Дополнительно определяют термобарические характеристики призабойной зоны - пластовое давление р0 и пластовую температуру Т0, После этого длительность импульса т определяют по формуле Additionally, the thermobaric characteristics of the bottom-hole zone are determined — reservoir pressure p 0 and reservoir temperature T 0. After this, the pulse duration t is determined by the formula
τ = Γε 2 / 4χ , τ = Γ ε 2 / 4χ,
где: χ - температуропроводность пластового флюида, м /с, Х = \ 1{Св - Рв ); where: χ - thermal diffusivity of the formation fluid, m / s, X = \ 1 {C in - Pb );
λβ - коэффициент теплопроводности воды, Дж/(м-К-с); λ β is the thermal conductivity of water, J / (m-K-s);
С в - удельная теплоемкость воды, Дж/(кг-К); C in - specific heat of water, J / (kg-K);
рв - плотность воды, кг/м ; p in - the density of water, kg / m;
гс - критический радиус протекания (м), определяемый из соотношения
а плотность тока в имп льсе - по формуле
g with the critical radius of the flow (m), determined from the ratio and the current density in imp ice is given by the formula
где : к =10 - коэффициент, учитывающий погрешности экспериментального определения параметров коллектора и флюида;
αρβ - коэффициент изобарного температурного расширения воды,where: k = 10 - coefficient taking into account the errors of the experimental determination of the parameters of the reservoir and fluid; α ρβ is the coefficient of isobaric thermal expansion of water,
1/К;1 TO;
в - коэффициент изотермической сжимаемости воды, 1/Па; in - coefficient of isothermal compressibility of water, 1 / Pa;
σ - предел прочности на раздавливание цементирующего вещества скелета коллектора, Па; σ is the crushing strength of the cementing substance of the skeleton of the collector, Pa;
δβ - удельная электропроводность воды, 1/(Ом-м); δ β - electrical conductivity of water, 1 / (Ohm-m);
р0 - давление пластового флюида в призабойной зоне, Па. p 0 - reservoir fluid pressure in the bottomhole zone, Pa.
При этом скважность импульсного тока выбирают в диапазоне In this case, the duty cycle of the pulse current is selected in the range
\ < Q < 2 , \ <Q <2,
а общее время проведения импульсной электрообработки устанавливают не превышающим
где: ω - количество импульсов, and the total time of the pulsed electrical processing is set not exceeding where: ω is the number of pulses,
рн - плотность нефти, кг/м3; p n - oil density, kg / m 3 ;
Сн - удельная теплоемкость нефти, Дж/(кг-К); With n - specific heat of oil, J / (kg-K);
δΗ - удельная электропроводность нефти, 1/(Ом-м); δ Η - electrical conductivity of oil, 1 / (Ohm-m);
Тсн - температура кипения нефти, К; T sn - the boiling point of oil, K;
Т0 - пластовая температура в призабойной зоне, К. T 0 - reservoir temperature in the bottomhole zone, K.
Таким образом определяют термодинамические параметры каждой из фильтрующихся фаз - воды и нефти, а не усреднённые параметры пластового флюида - смеси воды и нефти; длительность импульса определяют не по среднему радиусу поровых каналов гср, а по величине критического радиуса протекания гс, рассчитываемого через перколяционный инвариант (см. Селяков В.И., Кадет В.В. Перколяционные модели процессов переноса в микронеоднородных средах. - М., «1-й Топмаш», 2006); устанавливают термобарические характеристики призабойной зоны - пластовое давление р0 и пластовую температуру Т0 (технические средства для их определения
- глубинные манометр и термометр), которые учитываются при определении плотности тока в импульсе j и общего времени проведения электрообработки t (чего ранее не было). Кроме того, также в отличие от прототипа в расчетах величины j используют термодинамические параметры водной фазы (индекс в), а в расчетах величины t - термодинамические параметры нефтяной фазы (индекс н). Thus, the thermodynamic parameters of each of the filtered phases — water and oil — are determined, and not the average parameters of the formation fluid — a mixture of water and oil; the pulse duration is determined not by the average radius of the pore channels g sr , but by the value of the critical flow radius g s calculated through the percolation invariant (see Selyakov V.I., Kadet V.V. Percolation models of transport processes in microinhomogeneous media. - M. , “1st Topmash”, 2006); establish the thermobaric characteristics of the bottom-hole zone - reservoir pressure p 0 and reservoir temperature T 0 (technical means for their determination - depth gauge and thermometer), which are taken into account when determining the current density in the pulse j and the total time of the electrical processing t (which was not previously). In addition, also, unlike the prototype, in the calculations of j, the thermodynamic parameters of the aqueous phase are used (index c), and in the calculations of t, the thermodynamic parameters of the oil phase (index n) are used.
Таким образом, в предложенном техническом решении достигается поставленный технический результат. Thus, in the proposed technical solution, the delivered technical result is achieved.
Промышленная применимость Industrial applicability
Изложенные преимущества предлагаемого способа обеспечивают возможность широкого использования его в области нефтегазодобывающей промышленности для повышения проницаемости призабойной зоны нефтеносного пласта.
The stated advantages of the proposed method provide the possibility of its widespread use in the field of oil and gas industry to increase the permeability of the bottom-hole zone of the oil reservoir.
Claims
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ CLAIM
Способ повышения проницаемости призабойной зоны нефтеносного пласта, х а р а к т е р и з у ю щ и й с я тем, что осуществляют предварительное определение геолого-физических параметров призабойной зоны пласта, в том числе порометрической кривой материала коллектора f(r), после чего выбирают оптимальные значения длительности импульса τ, плотности тока в импульсе j, скважности импульсов Q и общего времени обработки t для последующей импульсной электрообработки призабойной зоны, причём дополнительно определяют термобарические характеристики призабойной зоны - пластовое давление р0 и пластовую температуру Т0, после чего длительность импульса τ определяют по формуле A method of increasing the permeability of the bottom-hole zone of an oil-bearing formation, which is characterized by the preliminary determination of the geological and physical parameters of the bottom-hole formation zone, including the porometric curve of the reservoir material f (r) and then choose the optimal values of the pulse duration τ, current density in pulse j, pulse duty cycle Q and the total processing time t for subsequent pulsed electric processing of the bottom-hole zone, and thermobaric characteristics of pr downhole zone - the reservoir pressure p 0 and the formation temperature T 0, then the pulse duration τ is determined by the formula
т = гс 2 Ι χ , m = r s 2 Ι χ,
где χ - температуропроводность пластового флюида, м2/с, Х = 1{Се - рв ); where χ - thermal diffusivity of the formation fluid, 2 m / s, x = {C 1 e - p a);
λβ - коэффициент теплопроводности воды, Дж/(м-К-с); λ β is the thermal conductivity of water, J / (m-K-s);
Св - удельная теплоемкость воды, Дж/(кг-К); C in - specific heat of water, J / (kg-K);
рв - плотность воды, кг/м ; p in - the density of water, kg / m;
гс - критический радиус протекания (м), определяемый из соотношения g with the critical radius of the flow (m), determined from the ratio
)f(r)dr = \ / 4 , плотность тока в имп льсе j по формуле,
) f (r) dr = \ / 4, the current density in pulse j by the formula,
где к = 10 - коэффициент, учитывающий погрешности экспериментального определения параметров коллектора и флюида; арв - коэффициент изобарного температурного расширения воды, 1/К; βίβ - коэффициент изотермической сжимаемости воды, 1/Па;
σ - предел прочности на раздавливание цементирующего вещества скелета коллектора, Па; where k = 10 is a coefficient that takes into account the errors of the experimental determination of the parameters of the reservoir and fluid; and RV is the coefficient of isobaric thermal expansion of water, 1 / K; β ίβ - isothermal compressibility coefficient of water, 1 / Pa; σ is the crushing strength of the cementing substance of the skeleton of the collector, Pa;
δβ - удельная электропроводность воды, 1/(Ом-м); δ β - electrical conductivity of water, 1 / (Ohm-m);
р0 - давление пластового флюида в призабойной зоне, Па; p 0 - reservoir fluid pressure in the bottomhole zone, Pa;
при этом скважность импульсного тока выбирают в диапазоне wherein the duty cycle of the pulse current is selected in the range
1 < Q < 2 , 1 <Q <2,
а общее время проведения импульсной электрообработки устанавливают не- превышающим and the total time of the pulsed electrical processing is set to not exceed
2Q f 2Q f
где: ω - количество импульсов, where: ω is the number of pulses,
рн - плотность нефти, кг/м ; p n - oil density, kg / m;
Сн - удельная теплоемкость нефти, Дж/(кг-К); With n - specific heat of oil, J / (kg-K);
δΗ - удельная электропроводность нефти, 1/(Ом-м); δ Η - electrical conductivity of oil, 1 / (Ohm-m);
Тсн - температура кипения нефти, К; T sn - the boiling point of oil, K;
Т0 - пластовая температура в призабойной зоне, К.
T 0 - reservoir temperature in the bottomhole zone, K.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010103758/03A RU2426869C1 (en) | 2010-02-05 | 2010-02-05 | Procedure for increase of permeability of bottomhole zone of oil-bearing bed |
| RU2010103758 | 2010-02-05 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| WO2011096845A1 true WO2011096845A1 (en) | 2011-08-11 |
Family
ID=44355639
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2011/000016 WO2011096845A1 (en) | 2010-02-05 | 2011-01-18 | Method for enhancing the permeability of the bottom hole region of an oil-bearing formation |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2426869C1 (en) |
| WO (1) | WO2011096845A1 (en) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU1319660C (en) * | 1985-02-28 | 1995-12-20 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for treatment of bottom-hole zone of formations nonuniform in permeability |
| RU2162512C1 (en) * | 2000-04-21 | 2001-01-27 | Закрытое акционерное общество "ЭГИДА" | Method of increasing oil-gas formation productivity |
| RU2208146C1 (en) * | 2002-06-21 | 2003-07-10 | Васнева Галина Ивановна | Method of increase of permeability of oil-bearing formation bottomhole zone |
| CA2560223A1 (en) * | 2005-09-20 | 2007-03-20 | Alphonsus Forgeron | Recovery of hydrocarbons using electrical stimulation |
-
2010
- 2010-02-05 RU RU2010103758/03A patent/RU2426869C1/en active
-
2011
- 2011-01-18 WO PCT/RU2011/000016 patent/WO2011096845A1/en active Application Filing
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU1319660C (en) * | 1985-02-28 | 1995-12-20 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for treatment of bottom-hole zone of formations nonuniform in permeability |
| RU2162512C1 (en) * | 2000-04-21 | 2001-01-27 | Закрытое акционерное общество "ЭГИДА" | Method of increasing oil-gas formation productivity |
| RU2208146C1 (en) * | 2002-06-21 | 2003-07-10 | Васнева Галина Ивановна | Method of increase of permeability of oil-bearing formation bottomhole zone |
| CA2560223A1 (en) * | 2005-09-20 | 2007-03-20 | Alphonsus Forgeron | Recovery of hydrocarbons using electrical stimulation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2426869C1 (en) | 2011-08-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102645396B (en) | Test method for improving coal rock permeability and device thereof | |
| CN105046006B (en) | A kind of shale gas reservoir horizontal well multistage productivity of fractured Forecasting Methodology and device | |
| CN104500016B (en) | Utilize the new method of shale gas reservoir pressing crack construction pressure drop segment data analysis reservoir properties | |
| RU2016134036A (en) | INDICES OF STRUCTURAL DIFFERENCE OF UPPER ZONES OF FILLING THE ORDOVICIAN Limestone AND METHOD FOR DETERMINING THEM | |
| CN104806231A (en) | Quantitative evaluation method of heavy oil steam stimulation water flooded layer | |
| CN102608011A (en) | Method for determining and building bound water for crack-pore (hole) type reservoir core | |
| CN103334725B (en) | Evaluate the method and device of low-permeability oil deposit displacement validity | |
| CN104462753A (en) | CO2 flooding minimum miscrible pressure prediction method | |
| WO2011001792A1 (en) | Method and equipment for dissociation of methane hydrate | |
| CN106014359B (en) | A kind of poly- earliest metaideophone opportunity judgment method of sea oil reservoir early stage note | |
| CN106194135B (en) | Circulation pre-heating mean and device during dual horizontal well steam assisted gravity drainage | |
| CN103884738A (en) | Method for evaluating terrestrial heat single-well stratum thermal property distribution | |
| CN107169684A (en) | Commingling production oil reservoir determines the development behavior computational methods under liquid measure working condition | |
| WO2011096845A1 (en) | Method for enhancing the permeability of the bottom hole region of an oil-bearing formation | |
| Khanifar et al. | Designing of successful immiscible water alternating gas (IWAG) coreflood experiment | |
| CN106761630B (en) | Reservoir heating, recovery method and device | |
| Ma et al. | Core scale modelling of CO2 flowing: identifying key parameters and experiment fitting | |
| Tawiah et al. | Effects of temperature and CO2/Brine cycles on CO2 drainage endpoint phase mobility–implications for CO2 injectivity in deep saline aquifers | |
| RU2476669C1 (en) | Method for determining filtration parameters of formation | |
| RU2365741C1 (en) | Method for oil pool development | |
| CN109538175A (en) | The resident method sealed up for safekeeping of LOW PERMEABILITY RESERVOIR water slug auxiliary nitrogen soak | |
| RU2007104596A (en) | METHOD FOR DETERMINING PARAMETERS OF CRACK HYDRAULIC FRACTURE (OPTIONS) | |
| RU2208146C1 (en) | Method of increase of permeability of oil-bearing formation bottomhole zone | |
| WO2018114268A1 (en) | Method for monitoring salinity within an underground formation | |
| CN109989736A (en) | A method of design EGS heat storage pressure break and modification scheme |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| 121 | Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application |
Ref document number: 11740098 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
| NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
|
| 122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 11740098 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |