WO2023128839A1 - Способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата - Google Patents
Способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата Download PDFInfo
- Publication number
- WO2023128839A1 WO2023128839A1 PCT/RU2023/000040 RU2023000040W WO2023128839A1 WO 2023128839 A1 WO2023128839 A1 WO 2023128839A1 RU 2023000040 W RU2023000040 W RU 2023000040W WO 2023128839 A1 WO2023128839 A1 WO 2023128839A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- carbon dioxide
- well
- gas
- oil
- fluid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 143
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 72
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 72
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 59
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 42
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 33
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 21
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims abstract description 10
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000007797 corrosion Effects 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
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 10
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 claims description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 5
- 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
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 3
- 150000008055 alkyl aryl sulfonates Chemical class 0.000 claims description 2
- 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 atom Chemical group C* 0.000 claims description 2
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 16
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 37
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 28
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 28
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 17
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 15
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 14
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 7
- 238000011161 development Methods 0.000 description 7
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 7
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 7
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 239000002269 analeptic agent Substances 0.000 description 4
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 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
- 239000012071 phase Substances 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
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 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
- 238000004140 cleaning Methods 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
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- 101100001642 Caenorhabditis elegans amt-1 gene Proteins 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 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 effect Effects 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 239000012084 conversion product Substances 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003480 eluent Substances 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008239 natural water Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 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
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000003303 reheating Methods 0.000 description 1
- 102200118166 rs16951438 Human genes 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
-
- 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
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
Definitions
- the well treatment method for extracting oil, gas, condensate can be used to increase the production rate in the development of depleted gas condensate fields.
- a characteristic feature of gas condensate fields is the deposition of high-molecular organic compounds in gas-bearing strata, mainly paraffin-resinous compounds, which form liquid "nests" and oil rims in the strata.
- gas condensate fields are depleted and pressure decreases in gas-bearing formations, retrograde condensate is formed, which leads to a decrease in well productivity (R.M. Ter-Sarkisov Development of natural gas fields. - M.: Nedra, 1999. - S. 248).
- the amount of macromolecular compounds that remain in the reservoirs after the depletion of productive wells is estimated at billions of tons.
- At least one injection well is created and/or used for injection into the reservoir of at least one working agent, including carbon dioxide, used to produce hydrogen, oxygen, methane homologues based on the identified catalytic reaction, as well as to recover the remaining reservoir of natural hydrocarbons;
- working agent including carbon dioxide, used to produce hydrogen, oxygen, methane homologues based on the identified catalytic reaction, as well as to recover the remaining reservoir of natural hydrocarbons;
- a known method for the development of a hydrocarbon deposit including drilling a well and opening a productive formation, installing a production string, tubing, a packer and a liner in the well, continuous injection from the day surface through the annular space of a stimulating agent, which is used to treat the near-wellbore zone of the productive formation, and hydrocarbon production , while the packer is installed at the roof of the productive formation, and the near-wellbore zone of the entire productive formation is treated with a stimulating agent by delivering this agent to the productive formation through the liner zones, which are located between the intervals of hydrocarbon inflow into the wellbore, and the packer is made with the possibility of inverting the counter coaxial flows of the injected stimulating agent and produced hydrocarbons (patent for invention RU 2324048, IPC E21B 43/16, E21B 37/00, declared on May 24, 2006, published on May 10, 2008).
- the disadvantages of this invention are:
- a known method for the development of heavy oil deposits in which viscous oil or bitumen is extracted from a formation by heating by injecting gas and a coolant heated with reagents obtained from hydrocarbons into it, while this coolant is water saturated with carbon dioxide obtained by mixing water heated due to the heat released during the exothermic synthesis of carbon-containing products from reagents produced by the conversion of hydrocarbons, and water saturated with carbon dioxide removed from the stream formed during this synthesis by conversion and sorption (patent for invention RU 2444618, IPC E21B 43/24 , announced on May 13, 2010, published on March 10, 2012).
- the disadvantages of this invention are:
- Also known closest to the claimed invention is a method for extracting oil, condensate and macromolecular compounds in a complex that includes at least two gas condensate fields with oil rims - depleted and highly productive - with different contents of hydrogen sulfide and carbon dioxide impurities in the hydrocarbon gas produced and included in the composition of a single gas production and oil and gas processing cluster, which consists in injecting carbon dioxide into the reservoirs of gas condensate fields with oil rims and extracting the gas-liquid mixture, followed by separation into hydrocarbon gas and liquid, purified from hydrogen sulfide and carbon dioxide impurities with the production of marketable products, carbon dioxide for injection into reservoirs the first - depleted - gas condensate field with an oil rim, where hydrocarbon gas is extracted with a low content of carbon dioxide impurities and the ratio of hydrogen sulfide and carbon dioxide impurities at the level of (2-4): 1, at the initial stage of work, the second - highly productive - a gas condensate
- a common disadvantage of all the considered methods for additional extraction of gas, retrograde condensate and high molecular weight oil compounds using carbon dioxide as an eluent is its low efficiency, since the dissolution of high molecular weight hydrocarbons occurs at a low rate of carbon dioxide diffusion into the oil-saturated rock, and water is injected into the reservoir as an oil displacer. and gas can indirectly cause intense corrosion of injection well pipes, leading to emergency situations.
- the task was to create a method for supplying a fluid system to injection wells, which increases the flow rate of a productive well by intensifying the mutual dissolution of high-molecular compounds of oil rims and the fluid system.
- the problem is solved due to the fact that in the method of well treatment for the extraction of oil, gas, condensate, which includes, with a decrease in well productivity due to deposits in the bottomhole zone of macromolecular compounds, the supply of supercritical carbon dioxide fluid into the well and regeneration of the bottomhole zone of the well due to temporary transfer wells from the operational state to the regeneration state, characterized in that the supercritical carbon dioxide fluid is heated by 20-60 °C above the formation temperature before being fed into the well and moistened by injecting demineralized water or steam obtained into it using a dosing pump through a diffuser nozzle by evaporation of demineralized water in the heater after the dosing pump, and the humidification of the carbon dioxide supercritical fluid is carried out in such a way that its relative humidity at the wellhead and along the entire length of the well tubing is less than 100% without water vapor condensation and associated corrosion, and 100% relative humidity was ensured at the bottomhole with condensation of water vapor and dissolution of carbon dioxide in it, then nitrogen was forced through.
- carbon dioxide fluid is best supplied to the injection well and reservoir in a supercritical state, when the fluid easily dissolves even solid condensed hydrocarbons.
- the carbon dioxide supercritical fluid is humidified in such a way that its relative humidity along the entire length of the tubing from the wellhead to the bottom of the well is less than 100% without condensation of water vapor and the associated corrosion, and 100% is ensured at the bottom. relative humidity with the condensation of water vapor and the dissolution of carbon dioxide in it.
- substances produced on an industrial scale can be used as surfactants, for example, alkyl sulfates (detergents “Novost", “Progress” and others) or a mixture of sodium salts of alkyl sulfonic acids with alkyl residues containing 12-18 carbon atoms (detergent " Sulfonate”) or alkylarylsulfonates (Sulfanol NP-3, DS-RAS, isolates A and B).
- the proposed well treatment method for extracting oil, gas, condensate is illustrated by a diagram of a variant of carbon dioxide supercritical fluid moistening before its injection into the well in the figure using the following notation:
- the proposed method of well treatment for the extraction of oil, gas, condensate is implemented as follows.
- Prepared demineralized water 4 is dosed into the dry supercritical carbon dioxide fluid 1 using a dosing pump 3 through the nozzle 5, coming from the side via pipeline 2, forming a moistened supercritical carbon dioxide fluid 6 at the entrance to the wellhead 8.
- the degree of relative humidity of the fluid increases, reaching 100% at the bottom of the well 10 to obtain a moistened to the state of saturation of the supercritical fluid of carbon dioxide 7, which intensifies the diffusion of carbon dioxide into the deposits of macromolecular compounds.
- This makes it possible to form a mixture of low viscosity, which is easily removed further from the reservoir 11.
- This procedure regenerates the bottomhole zone of the well 8 and restores its productivity.
- Example 1 The required moisture content of supercritical carbon dioxide fluid to ensure its relative humidity of 100% under downhole conditions at a flow rate of 4000 kg/h of dry supercritical carbon dioxide fluid 1 is determined by calculation. Thermobaric conditions near the bottom of well 10 with an oil rim 3000 m deep with tubing 9 were determined using an AMT-1 OB downhole pressure gauge-thermometer and are 32 °C and 90 kg/cm 2 . The parameters of supercritical carbon dioxide 7 moistened to saturation, entering the bottom of well 10, are assumed to be 80 °C and 104.6 kg/cm 2 (table 1), which makes it possible to overcome hydraulic resistance when fluid is forced into microcracks in productive formation 11 and ensure its heating to reduce oil viscosity. In this case, 100% relative humidity of the humidified carbon dioxide supercritical fluid will be achieved at a moisture content of 6.4 kg/h.
- Example 2 When supplying 4000 kg/h of supercritical fluid carbon dioxide 7 moistened to the state of saturation at the wellhead 8 with a depth of 3000 m, the hydrostatic pressure of the carbon dioxide fluid column minus the hydraulic resistance is 44.6 kg/cm 2 . In accordance with the calculation of example 1, using a dosing pump 3, it is necessary to spray 6.46 kg / h of prepared demineralized water 4. At a pressure of 60 kg/cm 2 and a temperature of 79.7 °C, the relative humidity of the humidified carbon dioxide supercritical fluid 6 after injection of 6.46 kg/h of water will be 57%.
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к извлечению нефти, газа и конденсата. Способ обработки скважины включает подачу в скважину сверхкритического флюида диоксида углерода и 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. При этом относительная влажность на устье и по всей длине насосно-компрессорных труб скважины должна быть меньше 100% без конденсации паров воды и связанной с ней коррозии, а на забое обеспечиваться достижение 100% относительной влажности с конденсацией паров воды и растворением в ней диоксида углерода. Продавку осуществляют азотом. Изобретение повышает дебит продуктивной скважины за счет интенсификации взаимного растворения высокомолекулярных соединений нефтяных оторочек и закачиваемой флюидной системы, снижение коррозии труб нагнетательных скважин.
Description
СПОСОБ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ ДЛЯ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ, ГАЗА, КОНДЕНСАТА ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
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 Р.М. Разработка месторождений природных газов. -М.: Недра, 1999. - С. 248). Количество высокомолекулярных соединений, которые остаются в пластах после истощения продуктивных скважин, исчисляют миллиардами тонн. 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://oilgasjoumal.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).
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
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, нагретого 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.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
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 °C 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.
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 алкил сульфокислот с алкильными остатками, содержащими 12-18 атомов углерода (моющий препарат «Сульфонат») или алкиларилсульфонаты (Сульфанол НП-3, ДС-РАС, азоляты А и Б).
ПЕРЕЧЕНЬ ЧЕРТЕЖЕЙ
Предлагаемый способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата иллюстрируется схемой варианта увлажнения сверхкритического флюида диоксида углерода перед его закачкой в скважину на фигуре 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.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
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 co 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- 1 ОБ и составляют 32 °C и 90 кг/см2. Параметры увлажненного до состояния насыщения сверхкритического диоксида углерода 7, поступающего в забой скважины 10, приняты 80 °C 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 °C относительная 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.
Claims
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
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 °C 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 п. 3, отличающийся тем, что в качестве ПАВ используют алкилсульфаты.
12
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26)
5 Способ по п. 2 или п. 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 п. 3, отличающийся тем, что в качестве ПАВ используют алкиларилсульфонаты.
13
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021139739A RU2787489C1 (ru) | 2021-12-29 | Способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата | |
| RU2021139739 | 2021-12-29 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| WO2023128839A1 true WO2023128839A1 (ru) | 2023-07-06 |
Family
ID=87000000
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2023/000040 WO2023128839A1 (ru) | 2021-12-29 | 2023-02-20 | Способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| WO (1) | WO2023128839A1 (ru) |
Citations (4)
| 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 |
| 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 |
-
2023
- 2023-02-20 WO PCT/RU2023/000040 patent/WO2023128839A1/ru unknown
Patent Citations (4)
| 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 |
| 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 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2851166C (en) | Method and apparatus for generating steam for the recovery of hydrocarbon | |
| RU2361074C2 (ru) | Способ разработки залежей высоковязких нефтей (варианты) | |
| AU2020230313B2 (en) | Electrolytic system and method for processing a hydrocarbon source | |
| Zhdanov et al. | Application of foam for gas and water shut-off: review of field experience | |
| US10633593B2 (en) | Enhanced steam extraction of bitumen from oil sands | |
| RU2470149C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти | |
| 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 | |
| CA2789917C (en) | Method of oil extraction | |
| RU2787489C1 (ru) | Способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата | |
| WO2023128839A1 (ru) | Способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата | |
| RU2066744C1 (ru) | Способ интенсификации добычи нефти | |
| CN114876429B (zh) | 利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法 | |
| RU2613644C9 (ru) | Способ извлечения нефти, конденсата и высокомолекулярных соединений | |
| RU2809364C1 (ru) | Способ извлечения нефти, конденсата и углеводородного газа | |
| Gorelkina et al. | Waterflooding, water-gas method and generation of carbon dioxide in the reservoir–methods of enhanced oil recovery and technology development | |
| RU2597039C1 (ru) | Способ разработки залежи тяжелой нефти | |
| US20210261852A1 (en) | Enhanced steam extraction of bitumen from oil sands | |
| RU2713682C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки | |
| RU2636988C1 (ru) | Способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины | |
| WO2021010935A1 (ru) | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки призабойной зоны продуктивного пласта скважины «tbc-ehr» | |
| RU2625127C1 (ru) | Способ разработки залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой | |
| RU2801030C2 (ru) | Способ разработки месторождений трудноизвлекаемых углеводородов | |
| Gao | EXPERIMENTAL RESEARCH AND FIELD IMPLEMENTATION OF CARBONATED WATER INJECTION TO ENHANCE OIL RECOVERY. |
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: 23735173 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |