RU2433258C1 - Method of thermal gas formation treatment - Google Patents
Method of thermal gas formation treatment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2433258C1 RU2433258C1 RU2010131396/03A RU2010131396A RU2433258C1 RU 2433258 C1 RU2433258 C1 RU 2433258C1 RU 2010131396/03 A RU2010131396/03 A RU 2010131396/03A RU 2010131396 A RU2010131396 A RU 2010131396A RU 2433258 C1 RU2433258 C1 RU 2433258C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- oil
- injection
- formation
- cooling fluid
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам добычи нефти при тепловом воздействии на пласт.The invention relates to the oil industry, and in particular to methods of oil production by thermal exposure to the reservoir.
Известен способ термогазовой обработки пласта путем закачки в пласт через добывающую скважину окислителя, инициирование фронта внутрипластового горения вокруг скважины, остановку скважины и последующий пуск скважины в эксплуатацию с целью добычи разогретой нефти (патент США №3332482, МПК Е21В 43/24; опубл. 25.07.1967 г.). Недостатком данного способа является невысокая эффективность добычи нефти, обусловленная невысокой эффективностью использования введенного в пласт тепла, длительным простоем скважины в период пропитки, а также высокие температуры добываемой жидкости, которые могут привести к выводу из строя установленных в скважине насосов. Данная технология не гарантирует безопасное осуществление работ.A known method of thermogas treatment of a formation by injecting an oxidizer into a formation through a producing well, initiating an in-situ combustion front around the well, shutting down the well and then putting the well into operation for producing heated oil (US Patent No. 3332482, IPC ЕВВ 43/24; publ. 25.07. 1967). The disadvantage of this method is the low efficiency of oil production, due to the low efficiency of the use of heat introduced into the formation, long downtime of the well during the treatment period, as well as high temperatures of the produced fluid, which can lead to failure of the pumps installed in the well. This technology does not guarantee safe work.
Известен способ термогазовой обработки пласта путем закачки в пласт через добывающую скважину окислителя, инициирование фронта внутрипластового горения вокруг скважины, прекращение закачки окислителя, закачку в скважину охлаждающей воды и последующий пуск скважины в эксплуатацию с целью добычи разогретой нефти (патент США №4498537, МПК Е21В 43/243; опубл. 12.12.1985 г.). Способ предусматривает закачку в пласт газообразного окислителя, содержащего минимум 75% кислорода, при этом окислитель можно продолжать закачивать в период закачки в скважину охлаждающей воды. Данная технология не гарантирует безопасное осуществление работ, кроме того, реализация способа может привести к значительному снижению дополнительно добываемой нефти.A known method of thermogas treatment of a formation by injecting an oxidizer into a formation through a producing well, initiating an in-situ combustion front around the well, stopping the oxidizing agent injection, injecting cooling water into the well and then putting the well into operation to produce heated oil (US Patent No. 4498537, IPC ЕВВ 43 43 / 243; publ. 12.12.1985). The method involves injecting a gaseous oxidizing agent containing at least 75% oxygen into the formation, while the oxidizing agent can be continued to be injected with cooling water during the injection into the well. This technology does not guarantee the safe implementation of work, in addition, the implementation of the method can lead to a significant reduction in additionally produced oil.
Наиболее близким по технической сущности является способ термогазовой обработки пласта путем закачки в пласт через добывающую скважину окислителя, инициирование процесса высокотемпературного окисления в призабойной зоне скважины, прекращение закачки окислителя, закачку в скважину охлаждающего флюида и последующий пуск скважины в эксплуатацию с целью добычи разогретой нефти (патент США №3171482, МПК Е21В 43/24; опубл. 02.03.1965 г.). - прототип. В качестве охлаждающего флюида предлагается использовать промысловый (попутно добываемый с нефтью) газ, либо азот, либо сульфид водорода, либо воду. Охлаждение пласта производят до температур 300…500°F (148.9…260.0°C).The closest in technical essence is the method of thermogas treatment of the formation by injecting an oxidizer into the formation through the producing well, initiating the high-temperature oxidation process in the near-well zone of the well, stopping the oxidizing process, injecting the cooling fluid into the well and then putting the well into operation to produce heated oil (patent USA No. 3171482, IPC Е21В 43/24; publ. 02.03.1965). - prototype. It is proposed to use field gas (simultaneously produced with oil), or nitrogen, or hydrogen sulfide, or water, as a cooling fluid. The formation is cooled to temperatures of 300 ... 500 ° F (148.9 ... 260.0 ° C).
Недостатками способа являются отсутствие гарантии безопасности обработки, невысокая эффективность использования тепла, большая общая продолжительность обработки, а также высокие температуры добываемой жидкости, которые могут привести к выводу из строя установленного в скважине насоса.The disadvantages of the method are the lack of guarantees for the safety of processing, the low efficiency of heat use, the long overall processing time, and also the high temperatures of the produced fluid, which can lead to the failure of a pump installed in the well.
В изобретении решается задача устранения указанных недостатков, а именно, повышение эффективности и безопасности термогазовой обработки пласта за счет более рационального использования введенного в пласт тепла, снижения общей продолжительности обработки, расширения и повышения надежности арсенала технических средств добычи нефти, достигаемых за счет снижения температуры добываемой жидкости и изменения режимов и параметров обработки. Так, применение данного способа позволяет использовать более дешевые насосы, рабочая температура которых существенно ниже температуры образующейся в пласте парогазовой смеси или фронта горения и достигающей 400…700°C. Могут быть использованы насосы с рабочей температурой 100…170°C. Кроме того, последовательность, объемы и тип закачиваемых агентов таковы, что они обеспечивают безопасность работ и высокую технологическую эффективность обработки.The invention solves the problem of eliminating these drawbacks, namely, increasing the efficiency and safety of thermogas treatment of the formation due to a more rational use of heat introduced into the formation, reducing the total processing time, expanding and increasing the reliability of the arsenal of oil production equipment, achieved by lowering the temperature of the produced fluid and changes in processing modes and parameters. So, the use of this method allows the use of cheaper pumps, the operating temperature of which is significantly lower than the temperature of the vapor-gas mixture formed in the reservoir or the combustion front and reaches 400 ... 700 ° C. Pumps with an operating temperature of 100 ... 170 ° C can be used. In addition, the sequence, volume and type of injected agents are such that they ensure work safety and high technological efficiency of processing.
Задача решается тем, что в известном способе термогазовой обработки пласта путем закачки в пласт через добывающую скважину окислителя, включающего инициирование процесса высокотемпературного окисления в призабойной зоне скважины, прекращение закачки окислителя, закачку в скважину охлаждающего флюида и последующий пуск скважины в эксплуатацию с целью добычи разогретой нефти, согласно изобретению, объем закачки охлаждающего флюида определяют из условия не превышения максимальной температуры на забое скважины в период отбора нефти 100-180°C, объем закачки охлаждающего флюида, кроме того, определяют из условия не превышения максимальной температуры на забое скважины в период отбора нефти рабочей температуры насоса, в качестве охлаждающего флюида или, по крайней мере, части его, используют воду, щелочной, гелеобразующий или кислотный раствор, нефть, газ, содержащий окислитель, инертный газ, раствор химреагента, разлагающийся при нагреве с выделением инертного газа, в качестве раствора химреагента, разлагающегося при нагреве с выделением инертного газа, используют водные растворы карбамида, гидрокарбоната натрия, гидрокарбоната аммония, спиртовые растворы нитрата карбамида, растворы карбамида в аммиаке и др., в качестве инертного газа используют азот, двуокись углерода, дымовые газы, гелий, а закачку охлаждающего флюида начинают с закачки раствора химреагента, разлагающегося при нагреве с выделением инертного газа.The problem is solved in that in the known method of thermogas treatment of the formation by injecting an oxidizer into the formation through a producing well, including initiating a high-temperature oxidation process in the near-well zone of the well, stopping the injection of the oxidizing agent, injecting cooling fluid into the well, and then putting the well into operation to produce heated oil , according to the invention, the injection volume of the cooling fluid is determined from the condition that the maximum temperature at the bottom of the well is not exceeded during the oil extraction period 100- 180 ° C, the volume of injection of the cooling fluid, in addition, is determined from the condition that the maximum temperature at the bottom of the well is not exceeded during the period of oil extraction of the pump’s operating temperature, water, alkaline, gelling or water is used as the cooling fluid or at least part of it an acid solution, oil, a gas containing an oxidizing agent, an inert gas, a chemical solution that decomposes upon heating with the release of an inert gas, water solutions are used as a chemical solution that decomposes upon heating with the release of an inert gas urea, sodium bicarbonate, ammonium bicarbonate, urea nitrate alcohol solutions, urea solutions in ammonia, etc., use nitrogen, carbon dioxide, flue gases, helium as an inert gas, and the coolant starts to be injected with a solution of a chemical that decomposes when heated with the release of inert gas.
Далее под флюидом понимается как жидкость, так и газ, находящийся в нормальных условиях в газообразном состоянии, под жидкостью - вещество, находящееся в нормальных условиях в жидком состоянии.Further, a fluid is understood to mean both a liquid and a gas under normal conditions in a gaseous state; under a liquid is a substance that is under normal conditions in a liquid state.
Существенными признаками способа являются:The essential features of the method are:
1. Осуществление термогазовой обработки пласта путем закачки в пласт через добывающую скважину окислителя.1. The implementation of thermogas treatment of the reservoir by injection into the reservoir through the producing well of the oxidizing agent.
2. Последующая закачка охлаждающего флюида.2. Subsequent injection of cooling fluid.
3. Отбор через добывающую скважину нефти после закачки охлаждающего флюида.3. The selection through the production well of oil after injection of the cooling fluid.
4. Объем закачки охлаждающего флюида определяют из условия не превышения максимальной температуры на забое скважины в период отбора нефти 100-180°C.4. The volume of injection of the cooling fluid is determined from the condition that the maximum temperature at the bottom of the well is not exceeded during the oil extraction period of 100-180 ° C.
5. Объем закачки охлаждающего флюида определяют из условия не превышения максимальной температуры на забое скважины в период отбора нефти рабочей температуры насоса.5. The volume of injection of the cooling fluid is determined from the condition that the maximum temperature at the bottom of the well is not exceeded during the period of oil extraction at the pump’s operating temperature.
6. В качестве охлаждающего флюида или, по крайней мере, части его используют воду, щелочной, гелеобразующий или кислотный раствор, нефть, газ, содержащий окислитель, инертный газ, раствор химреагента, разлагающийся при нагреве с выделением инертного газа.6. As the cooling fluid or at least part of it, water, an alkaline, gelling or acid solution, oil, a gas containing an oxidizing agent, an inert gas, a chemical solution that decomposes upon heating with the release of an inert gas are used.
7. В качестве раствора химреагента, разлагающегося при нагреве с выделением инертного газа, используют водные растворы карбамида, гидрокарбоната натрия, гидрокарбоната аммония, спиртовые растворы нитрата карбамида, растворы карбамида в аммиаке.7. As a chemical solution that decomposes upon heating with the release of an inert gas, aqueous solutions of urea, sodium bicarbonate, ammonium bicarbonate, alcohol solutions of urea nitrate, solutions of urea in ammonia are used.
8. В качестве инертного газа используют азот, двуокись углерода, дымовые газы, гелий.8. Nitrogen, carbon dioxide, flue gases, helium are used as an inert gas.
9. Закачку охлаждающего флюида начинают с закачки раствора химреагента, разлагающегося при нагреве с выделением инертного газа.9. The injection of the cooling fluid begins with the injection of a chemical solution that decomposes upon heating with the release of an inert gas.
Признаки 1-3 являются общими с прототипом существенными признаками, а признаки 4-9 - отличительными существенными признаками изобретения.Signs 1-3 are common with the prototype of the essential features, and signs 4-9 are the distinctive essential features of the invention.
Сущность изобретения.SUMMARY OF THE INVENTION
Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов широко применяют при разработке нефтяных месторождений как высоковязкой, так и маловязкой нефти, а также природных битумов. Самыми распространенным среди тепловых методов воздействия на пласт являются паротепловые обработки скважин. Вместе с тем, при больших глубинах залегания пластов применение паротепловых обработок становится неэффективным. На глубокозалегающих месторождениях для повышения дебитов добывающих скважин или приемистости нагнетательных скважин могут применяться термогазовые обработки призабойных зон скважин. Такие обработки могут применяться при любой технологии разработки залежи: при заводнении, разработке на естественном режиме, при разработке с помощью полимерного заводнения или водогазового воздействия на пласт и т.д.Thermal methods of enhancing oil recovery are widely used in the development of oil fields of both high-viscosity and low-viscosity oil, as well as natural bitumen. The most common among thermal methods of stimulating the formation are steam and thermal treatment of wells. At the same time, at large depths of bedding, the use of steam and heat treatments becomes ineffective. In deep-seated fields, thermogas treatments of the bottom-hole zones of the wells can be used to increase the production rate of the production wells or the injectivity of injection wells. Such treatments can be applied to any reservoir development technology: during waterflooding, development on a natural regime, during development using polymer flooding or water-gas stimulation of a formation, etc.
Сущность термогазовой обработки состоит в инициировании в призабойной зоне обрабатываемой скважины высокотемпературных окислительных реакций, продвижении созданного фронта горения в пласт путем закачки в скважину окислителя и последующий отбор из нее нефти. После закачки воздуха перед отбором нефти возможна остановка скважины на период пропитки.The essence of thermogas treatment is to initiate high-temperature oxidative reactions in the bottomhole zone of the well being treated, to advance the created combustion front into the formation by pumping oxidizer into the well and then taking oil from it. After air injection before oil extraction, it is possible to stop the well for the period of impregnation.
Можно выделить ряд механизмов, обеспечивающих рост дебитов при термогазовых обработках. При высоких температурах в породе развивается микротрещиноватость, проницаемость породы может увеличиться в 2…4 раза. Кроме того, происходит дегидратация монтмориллонита и снижается риск потерь проницаемости в водочувствительных коллекторах. Происходит также удаление смол и асфальтенов и связанной воды из призабойной зоны, снижается вязкость нефти. В период остановки скважины (в период пропитки) происходят также явления термокапиллярного массообмена, при которых вода впитывается в плотные части пород (матрицу), а нефть из матрицы поступает в трещины или высокопроницаемые каналы, прогретые фронтом горения и заполненные горячей водой. На залежах маловязких нефтей особо высока роль развития трещиноватости в породе, а также вовлечения в работу закольматированных пропластков, не участвующих в процессах фильтрации. Газы горения, растворяясь в нефти, понижают ее вязкость.A number of mechanisms can be distinguished that ensure an increase in flow rates during thermogas treatments. At high temperatures, microcracks develop in the rock, the permeability of the rock can increase 2 ... 4 times. In addition, montmorillonite is dehydrated and the risk of permeability loss in water-sensitive reservoirs is reduced. Resins and asphaltenes and associated water are also removed from the bottomhole zone, and the viscosity of the oil is reduced. During the shutdown of the well (during the impregnation period), thermocapillary mass transfer phenomena also occur, in which water is absorbed into the dense parts of the rocks (matrix), and oil from the matrix enters into cracks or highly permeable channels heated by the combustion front and filled with hot water. On low-viscosity oil deposits, the role of the development of fracturing in the rock, as well as the involvement of colmatized layers that are not involved in the filtration processes, is especially important. Combustion gases, dissolving in oil, lower its viscosity.
При термогазовых обработках температура добываемой жидкости может достигать 300°C и более. Вместе с тем большинство современных скважинных насосов не способны работать при такой температуре. Поэтому еще одна задача периода пропитки - охладить пласт до температур, при которых используемый скважинный насос является работоспособным. В период пропитки происходят потери тепла из пласта в окружающие непродуктивные породы и снижается эффективность воздействия. Чем дольше период пропитки, тем выше теплопотери, тем ниже эффективность обработки. Чем дольше период пропитки, тем дольше общая продолжительность обработки, которая складывается из продолжительности периодов закачки, пропитки и добычи.During thermogas treatments, the temperature of the produced fluid can reach 300 ° C or more. However, most modern borehole pumps are not able to operate at this temperature. Therefore, another task of the impregnation period is to cool the formation to temperatures at which the well pump used is operational. During the impregnation period, heat is lost from the formation to the surrounding unproductive rocks and the impact efficiency is reduced. The longer the impregnation period, the higher the heat loss, the lower the processing efficiency. The longer the impregnation period, the longer the total processing time, which is the sum of the duration of the periods of injection, impregnation and production.
Наши исследования показали, что при закачке охлаждающих флюидов сразу же после окончания закачки необходимого объема окислителя можно, во-первых, существенно сократить общую продолжительность обработки, устраняя период пропитки как таковой, во-вторых, обеспечить возможность использования скважинных насосов, рассчитанных на относительно невысокие температуры (до 120…150°C), существенно не ухудшая при этом эффективность добычи, и, кроме того, обеспечить безопасность работ.Our studies have shown that when coolant fluids are injected immediately after the required amount of oxidizing agent is injected, it is possible, firstly, to significantly reduce the total processing time, eliminating the impregnation period as such, and secondly, to allow the use of borehole pumps designed for relatively low temperatures (up to 120 ... 150 ° C), without significantly impairing the efficiency of production, and, in addition, to ensure the safety of work.
При закачке в пласт охлаждающих флюидов тепло переносится вглубь пласта. Отодвинутое вглубь пласта закачкой охлаждающих флюидов тепло используется более эффективно, что и приводит к росту дополнительной добычи нефти. Регулируя объемы закачки флюидов, можно обеспечить добычу отбираемых из пласта жидкостей с температурой, не превышающей рабочую температуру скважинных насосов. Промышленностью достаточно отработаны насосы с рабочей температурой до 150°C. Для ряда новых моделей насосов рабочая температура может достигать 200…210°C и более, однако они существенно дороже предыдущих. При применении в качестве охлаждающего флюида газов общая продолжительность обработки увеличивается, т.к. газы имеют относительно небольшую теплоемкость и требуется закачать большие объемы газа для требуемого охлаждения пласта. Поэтому, эффективнее охлаждать пласт закачкой воды, обладающей более высокой теплоемкостью; при закачке воды сокращается общая продолжительность обработки.When cooling fluids are injected into the formation, heat is transferred deep into the formation. The heat moved deeper into the reservoir by the injection of cooling fluids is used more efficiently, which leads to an increase in additional oil production. By adjusting the fluid injection volumes, it is possible to produce fluids taken from the formation with a temperature not exceeding the operating temperature of the well pumps. The industry has sufficiently developed pumps with operating temperatures up to 150 ° C. For a number of new pump models, the operating temperature can reach 200 ... 210 ° C or more, but they are significantly more expensive than the previous ones. When using gases as a cooling fluid, the total processing time increases, because Gases have a relatively small heat capacity and large volumes of gas need to be injected for the required formation cooling. Therefore, it is more efficient to cool the formation by injecting water with a higher heat capacity; when water is injected, the total processing time is reduced.
По прототипу охлаждение пласта производят до температур 300…500°F (14.9…260.0°C). Однако, если охладить пласт непосредственно рядом со стволом скважины до температуры 300°F (148.9°C), температура добываемой жидкости по мере ее отбора будет возрастать, т.к. далее в пласте присутствуют более высокие температуры. При этом, если насос, установленный в скважине, рассчитан на работу при максимальной температуре 150°C, неминуем выход его из строя. То же самое в еще большей степени относится к случаю охлаждения пласта непосредственно рядом со стволом скважины до температуры 500°F (260.0°C).According to the prototype, the formation is cooled to temperatures of 300 ... 500 ° F (14.9 ... 260.0 ° C). However, if you cool the formation directly next to the wellbore to a temperature of 300 ° F (148.9 ° C), the temperature of the produced fluid will increase as it is taken, because Further, higher temperatures are present in the formation. Moreover, if the pump installed in the well is designed to operate at a maximum temperature of 150 ° C, its inevitable failure is inevitable. The same applies even more to the case of cooling the formation immediately adjacent to the wellbore to a temperature of 500 ° F (260.0 ° C).
Если же охладить пласт так, чтобы максимальная температура во всем пласте не превышала 300°F (148.9°C), температура добываемой жидкости по мере ее отбора будет снижаться после достижения некоторого максимума, который будет значительно ниже 300°F (148.9°C); дополнительная добыча также начнет резко снижаться вплоть до получения отрицательного технологического эффекта. При охлаждении пласта до максимальной температуры 500°F (260.0°C) возможно как превышение забойной температуры максимальной рабочей температуры насоса, так и снижение забойной температуры до 100°C и менее, что приведет к резкому снижению дополнительной добычи. Снижение максимальной забойной температуры до 100°C и менее возможно при значительном удалении созданного фронта горения от забоя скважины.If you cool the formation so that the maximum temperature in the entire formation does not exceed 300 ° F (148.9 ° C), the temperature of the produced fluid will decrease as it is drawn after reaching a certain maximum, which will be significantly lower than 300 ° F (148.9 ° C); additional production will also begin to decline sharply until a negative technological effect is obtained. When the formation is cooled to a maximum temperature of 500 ° F (260.0 ° C), it is possible both to exceed the bottomhole temperature of the pump's maximum operating temperature and decrease the bottomhole temperature to 100 ° C or less, which will lead to a sharp decrease in additional production. A decrease in the maximum bottomhole temperature to 100 ° C or less is possible with a significant distance from the created combustion front from the bottom of the well.
Наши исследования показали, что с точки зрения эффективности обработки правильнее рассматривать не максимальную или среднюю температуру в пласте, а максимальную температуру на забое обработанной скважины в период добычи.Our studies have shown that from the point of view of processing efficiency, it is more correct to consider not the maximum or average temperature in the reservoir, but the maximum temperature at the bottom of the treated well during the production period.
Сущность изобретения поясняется чертежами, где:The invention is illustrated by drawings, where:
Фиг.1 - зависимость дополнительной добычи нефти и концентрации кислорода в добываемой продукции от максимальной температуры на забое скважины в цикле добычи нефти для пласта с центральным расположением высокопроницаемого пропластка.Figure 1 - dependence of additional oil production and oxygen concentration in the product from the maximum temperature at the bottom of the well in the oil production cycle for the reservoir with a central location of a highly permeable layer.
Фиг.2 - зависимость дополнительной добычи нефти и концентрации кислорода в добываемой продукции от максимальной температуры на забое скважины в цикле добычи нефти для пласта с верхним расположением высокопроницаемого пропластка.Figure 2 - the dependence of the additional oil production and oxygen concentration in the product from the maximum temperature at the bottom of the well in the oil production cycle for the reservoir with the upper location of the highly permeable layer.
Фиг.3 - зависимость дополнительной добычи нефти и концентрации кислорода в добываемой продукции от максимальной температуры на забое скважины в цикле добычи нефти для однородного пласта с вязкостью нефти в пластовых условиях 40 мПа·сек.Figure 3 - dependence of the additional oil production and oxygen concentration in the produced products from the maximum temperature at the bottom of the well in the oil production cycle for a homogeneous reservoir with an oil viscosity in the reservoir conditions of 40 MPa · sec.
Фиг.4 - зависимость дополнительной добычи нефти и концентрации кислорода в добываемой продукции от максимальной температуры на забое скважины в цикле добычи нефти для однородного пласта с вязкостью нефти в пластовых условиях 400 мПа·сек.Figure 4 - dependence of the additional oil production and oxygen concentration in the produced products from the maximum temperature at the bottom of the well in the oil production cycle for a homogeneous reservoir with an oil viscosity in the reservoir conditions of 400 MPa · sec.
Фиг.5 - зависимость дополнительной добычи нефти и концентрации кислорода в добываемой продукции от максимальной температуры на забое скважины в цикле добычи нефти для однородного пласта с вязкостью нефти в пластовых условиях 4000 мПа·сек.Figure 5 - dependence of the additional oil production and oxygen concentration in the produced products from the maximum temperature at the bottom of the well in the oil production cycle for a homogeneous reservoir with an oil viscosity in the reservoir of 4000 MPa · s.
Фиг.6 - зависимость дополнительной добычи нефти и концентрации кислорода в добываемой продукции от максимальной температуры на забое скважины в цикле добычи нефти для однородной модели пласта с вязкостью нефти в пластовых условиях 4000 мПа·сек.Fig.6 - dependence of the additional oil production and oxygen concentration in the produced products from the maximum temperature at the bottom of the well in the oil production cycle for a homogeneous reservoir model with oil viscosity in the reservoir conditions of 4000 MPa · sec.
На фиг.1 и 2 показаны результаты численного моделирования термогазовых обработок по предлагаемой технологии для неоднородных пластов с наличием высокопроницаемого пропластка, расположенного вверху и в центре пласта соответственно, Рассматривались два варианта термогазоциклической обработки, различающихся способами охлаждения пласта после периода закачки окислителя: с остановкой скважины и с закачкой ненагретого флюида. Вязкость нефти в пластовых условиях составляла 400 мПа·с. Расчеты свидетельствуют о том, что при закачке охлаждающих флюидов можно обеспечить максимальную температуру добываемой жидкости в диапазоне 100…180°C, при этом дополнительная добыча от термогазовой обработки будет незначительно ниже максимальной потенциально возможной (на фиг.1 максимальная дополнительная добыча достигается при температуре добываемой жидкости около 250°C), а при определенных свойствах пласта даже выше таковой (фиг.2). При этом одновременно повышается безопасность работ, т.к. с понижением температуры добываемой жидкости значительно (вплоть до нуля) снижается концентрация кислорода в добываемых газах - см. фиг.1 и 2 -, а за счет отказа от периода пропитки и сокращения общей продолжительности обработки улучшаются экономические показатели обработки. Данные расчеты проводились для пласта с высокой неоднородностью: в пласте присутствовал высокопроницаемый канал. В данной ситуации безопасная добыча (без кислорода в газовой продукции и невысокой температурой на забое) обеспечена закачкой холодной воды.Figures 1 and 2 show the results of numerical simulation of thermogas treatments according to the proposed technology for heterogeneous formations with a highly permeable interlayer located at the top and in the center of the reservoir, respectively. Two variants of thermogas-cyclic treatment were considered, which differ in the methods of cooling the reservoir after the period of injection of the oxidizing agent: with well shutdown and with the injection of unheated fluid. The viscosity of the oil under reservoir conditions was 400 MPa · s. Calculations indicate that when coolant fluids are injected, it is possible to ensure the maximum temperature of the produced fluid in the range of 100 ... 180 ° C, while the additional production from thermogas treatment will be slightly lower than the maximum potential (in Fig. 1, the maximum additional production is achieved at the temperature of the produced fluid about 250 ° C), and with certain properties of the reservoir even higher than that (figure 2). At the same time, work safety is increased, because with a decrease in the temperature of the produced fluid, the oxygen concentration in the produced gases is significantly reduced (up to zero) - see Figs. 1 and 2 -, and due to the rejection of the impregnation period and a reduction in the total processing time, the economic processing indices are improved. These calculations were carried out for a formation with high heterogeneity: a highly permeable channel was present in the formation. In this situation, safe production (without oxygen in gas products and a low temperature at the bottom) is ensured by the injection of cold water.
Необходимо отметить, что излишне высокие температуры неблагоприятны не только для насосного оборудования, но и для самой скважины. При высоких температурах возникают высокие температурные напряжения, что может привести к разрушению цементного кольца за обсадной колонной и последующим осложнениям при эксплуатации скважины. Снижение температуры добываемой жидкости для сохранения скважины в рабочем состоянии не менее важно, чем сохранение насосного оборудования, и с этой точки зрения температура добываемой жидкости менее 150°C весьма благоприятна. Кроме того, излишне высокие температуры приводят к испарению жидкостей в стволе скважины или в самом насосе, что снижает коэффициент наполнения насоса и эффективность его работы.It should be noted that excessively high temperatures are unfavorable not only for pumping equipment, but also for the well itself. At high temperatures, high temperature stresses arise, which can lead to the destruction of the cement ring behind the casing and subsequent complications during the operation of the well. Lowering the temperature of the produced fluid to keep the well in working condition is no less important than maintaining the pumping equipment, and from this point of view, the temperature of the produced fluid below 150 ° C is very favorable. In addition, excessively high temperatures lead to the evaporation of fluids in the wellbore or in the pump itself, which reduces the filling factor of the pump and its efficiency.
Графики, представленные на Фиг.1 и Фиг.2, относятся к нефти с небольшой энтальпией сгорания, 180 кДж/моль O2. На Фиг.3, 4, 5 представлены графики для высоко реагирующей нефти с теплотой сгорания 440 кДж/моль O2, что является максимальным теоретическим возможным выделением тепла для любых углеводородов.The graphs presented in FIG. 1 and FIG. 2 relate to oil with a small combustion enthalpy of 180 kJ / mol O 2 . Figures 3, 4, 5 show graphs for highly reactive oil with a calorific value of 440 kJ / mol O 2 , which is the maximum theoretical possible heat generation for any hydrocarbons.
Объемы закачки охлаждающего флюида (воды) Q (м3), обеспечивающие заданный уровень температуры T (°С) добываемой жидкости на забое, можно оценить по соотношению:The volumes of injection of cooling fluid (water) Q (m 3 ), providing a given temperature level T (° С) of the produced fluid at the bottom, can be estimated by the ratio:
где Qт - количество генерированного в пласте тепла, МДж.where Qt is the amount of heat generated in the formation, MJ.
T - максимальная температура добываемых флюидов в забое, °C.T is the maximum temperature of the produced fluids in the face, ° C.
^ - символ оператора «степень».^ - symbol of the operator "degree".
Для использования данного соотношения количество генерированного в пласте тепла можно оценить, полагая, что при полном сгорании 1 тыс. нм3 воздуха выделится 4 МДж тепла.To use this ratio, the amount of heat generated in the formation can be estimated, assuming that with the complete combustion of 1 thousand nm 3 of air, 4 MJ of heat will be released.
На Фиг.3, 4, 5 представлены результаты расчетов для однородного пласта и нефтей с различной вязкостью (40 мПа·с, 400 мПа·с, 4000 мПа·с). Были рассчитаны три варианта термогазовой обработки, различающиеся способами охлаждения пласта после периода закачки окислителя: с остановкой скважины, с закачкой воды, с закачкой водогазовой смеси. Результаты расчетов (см. фиг.3, 4, 5) показывают, что во всех рассмотренных вариантах охлаждение водогазовой смесью обеспечивает более низкие уровни концентрации кислорода, чем закачка воды и остановка скважины на пропитку.Figure 3, 4, 5 presents the calculation results for a homogeneous reservoir and oils with different viscosities (40 MPa · s, 400 MPa · s, 4000 MPa · s). Three variants of thermogas treatment were calculated, which differ by the methods of cooling the formation after the period of injection of the oxidizing agent: with a shutdown of the well, with the injection of water, with the injection of a water-gas mixture. The calculation results (see Figs. 3, 4, 5) show that in all the considered options, cooling with a water-gas mixture provides lower levels of oxygen concentration than pumping water and stopping the well for treatment.
Для планирования термогазовой обработки по предлагаемой технологии рекомендуется определить объемы закачки охлаждающего флюида, обеспечивающие заданную максимальную температуру на забое, и ее соответствие максимальной температуре работоспособности насоса, который предполагается использовать в данной скважине. Как отмечено выше, при максимальной температуре на забое в интервале 100-180°С в широком диапазоне геолого-физических характеристик пласта при данной технологии обеспечивается объем дополнительной добычи, максимум на 10…15% ниже потенциально возможного. Кроме того, как показывают расчеты, при этом достигается максимальное потребление кислорода в пласте. Исследования показали, что на залежах маловязких нефтей максимальная температура на забое может приниматься в районе нижней границы указанного температурного диапазона, т.е. порядка 100…120°С. Еще более низкие температуры на забое обеспечивать нецелесообразно, т.к. для этого потребуется увеличивать объемы закачки охлаждающей жидкости, оттеснять нефть от скважины дальше вглубь пласта.To plan the thermogas treatment according to the proposed technology, it is recommended to determine the volumes of coolant injection that provide the specified maximum temperature at the bottom and its correspondence to the maximum pump working temperature, which is supposed to be used in this well. As noted above, at the maximum bottomhole temperature in the range of 100-180 ° C in a wide range of geological and physical characteristics of the reservoir, this technology provides additional production volume, a maximum of 10 ... 15% lower than potential. In addition, as calculations show, the maximum oxygen consumption in the formation is achieved. Studies have shown that in low-viscosity oil deposits, the maximum bottom temperature can be taken in the region of the lower boundary of the indicated temperature range, i.e. about 100 ... 120 ° C. It is not practical to provide even lower temperatures at the bottom; for this, it will be necessary to increase the volume of coolant injected, to push the oil from the well further deeper into the reservoir.
При вязкости пластовой нефти более 400…500 мПа·с максимальную температуру целесообразно принимать вблизи верхней границы диапазона, т.е. порядка 170…180°С.When the viscosity of reservoir oil is more than 400 ... 500 MPa · s, it is advisable to take the maximum temperature near the upper limit of the range, i.e. about 170 ... 180 ° C.
В процессе закачки охлаждающей жидкости в скважину можно закачать нефть или углеводородную жидкость в объеме 1…100 м3 на 1 м интервала перфорации, при этом количество закачки углеводородной жидкости входит в расчетное количество закачки охлаждающей жидкости, а также щелочной, гелеобразующий или кислотный раствор в объеме 5…200 м3 на 1 м нефтенасыщенной толщины пласта, при этом объем закачки растворов входит в расчетный объем закачки охлаждающей жидкости.In the process of pumping coolant into the well, it is possible to pump oil or hydrocarbon fluid in a volume of 1 ... 100 m 3 per 1 m of the perforation interval, while the amount of hydrocarbon fluid injection is included in the estimated amount of coolant injection, as well as an alkaline, gelling or acid solution in
Модификация технологии путем закачки гелеобразующих, щелочных растворов или нефти как части объема охлаждающей жидкости, позволяет повысить дополнительную добычу нефти. На фиг.6 показано сопоставление результатов термогазовой обработки с различными способами охлаждения пласта после цикла закачки окислителя: с остановкой скважины, с закачкой не нагретой воды, с закачкой воды и нефти в объеме 2…10% от объема закачанной воды. Расчеты проведены на однородной модели пласта с вязкостью нефти в пластовых условиях 4000 мПа·с. Как видно из фиг.6, закачиваемая нефть способствует потреблению кислорода, в результате чего при добыче концентрация кислорода равна нулю.Modification of the technology by injection of gelling, alkaline solutions or oil as part of the volume of the coolant, allows to increase additional oil production. Figure 6 shows a comparison of the results of thermogas treatment with various methods of cooling the formation after an oxidizer injection cycle: with a well stop, with unheated water injection, with water and oil injection in a volume of 2 ... 10% of the volume of injected water. The calculations were carried out on a homogeneous reservoir model with a viscosity of oil under reservoir conditions of 4000 MPa · s. As can be seen from Fig.6, the injected oil contributes to the consumption of oxygen, as a result of which the oxygen concentration during production is zero.
Можно видеть, что закачка нефти снижает концентрацию кислорода до нуля без потери в добыче нефти.It can be seen that the injection of oil reduces the oxygen concentration to zero without loss in oil production.
Закачка гелеобразующего раствора (кинетика гелеобразования которого определяется уровнем температуры, как в патенте РФ №2065031, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.08.1996 г.) в охлажденный пласт позволяет обеспечить гелеобразование в удаленных горячих зонах, а не вблизи забоя скважины. В результате высокопроницаемые пропластки блокируются и нефть поступает в скважину из менее обводненных низко проницаемых зон. Проницаемость пласта в ближайшей окрестности ствола скважины при этом не уменьшается. Аналогичные эффекты происходят при закачке щелочных растворов. Закачка кислоты может обеспечить повышение проницаемости призабойной зоны. Закачка нефти создает неразрывную нефтенасыщенность в призабойной зоне, повышает фазовую проницаемость по нефти при пуске скважины в эксплуатацию, а также обеспечивает горючее для потребления не прореагировавшего в пласте кислорода.The injection of a gelling solution (the gelation kinetics of which is determined by the temperature level, as in RF patent No. 2065031, IPC ЕВВ 43/22, published on 08/10/1996) into a cooled formation allows gelation in remote hot zones, and not near the bottom of the well. As a result, high-permeability layers are blocked and oil enters the well from less flooded low-permeable zones. The permeability of the reservoir in the immediate vicinity of the wellbore does not decrease. Similar effects occur during the injection of alkaline solutions. The injection of acid can provide an increase in permeability of the bottomhole zone. Oil injection creates an inextricable oil saturation in the bottom-hole zone, increases the phase permeability of oil during commissioning of the well, and also provides fuel for the consumption of unreacted oxygen in the reservoir.
Еще один вариант реализации технологии направлен на сокращение общего времени обработки. Данный вариант предусматривает начало закачки охлаждающей жидкости (воды) не по окончании закачки всего расчетного объема окислителя, а значительно раньше. Например, может быть закачано 70% расчетного объема окислителя и после этого можно приступить к закачке воды и продолжить закачку остальной части (30%) окислителя. По окончании закачки всего объема окислителя в скважину следует закачать инертный газ в объеме, который можно оценить из выражения (1) - см. далее. В качестве инертного газа можно использовать азот, двуокись углерода, дымовые газы, гелий и др.Another embodiment of the technology is aimed at reducing the total processing time. This option provides for the start of the injection of coolant (water) not at the end of the injection of the entire calculated volume of the oxidizing agent, but much earlier. For example, 70% of the estimated volume of the oxidizing agent can be pumped, and after that, you can start pumping water and continue pumping the rest (30%) of the oxidizing agent. At the end of the injection of the entire volume of the oxidizing agent into the well, inert gas should be pumped into the volume, which can be estimated from expression (1) - see below. Nitrogen, carbon dioxide, flue gases, helium, etc. can be used as an inert gas.
Безопасность работ является одним из критических аспектов термогазовых обработок. При пуске скважины в работу после закачки воздуха не прореагировавший в пласте кислород может поступить в ствол скважины и при определенных условиях возможно возникновение взрывоопасной ситуации.Work safety is one of the critical aspects of thermogas treatments. When a well is put into operation after air injection, unreacted oxygen in the formation can enter the wellbore and under certain conditions an explosive situation may occur.
Закачка воды может обеспечить безопасную добычу только в случае сильной неоднородности пласта, например при наличии тонких суперколлекторов. В пластах с низкой неоднородностью и расчлененностью в данном способе предлагается комбинация закачки охлаждающих, инертных и кислородопоглощающих (нефти) агентов для обеспечения безопасной добычи, без рисков образования взрывоопасных смесей и потери в добычи.Water injection can ensure safe production only in the case of severe heterogeneity of the reservoir, for example, in the presence of thin super collectors. In formations with low heterogeneity and fragmentation, this method proposes a combination of injection of cooling, inert and oxygen-absorbing (oil) agents to ensure safe production, without the risk of the formation of explosive mixtures and loss in production.
Закачка в выжженную зону воды вытесняет накопленный в ней кислород вперед, в прогретую зону, содержащую нефть, обеспечивая тем самым его потребление в пласте. При наличии, например, высокопроницаемого пропластка у кровли пласта, кислород может остаться в нем, так как закачиваемая вода под действием сил гравитации будет стремиться двигаться по подошвенной части пласта. При пуске скважины в эксплуатацию этот кислород может поступить в ствол скважины и создать взрывоопасную ситуацию. Предлагаемое настоящим изобретением решение состоит в том, что при таком строении пласта помимо воды необходимо закачать в выжженную зону инертный газ. Вода вытеснит кислород из подошвенной части пласта, а инертный газ - из кровельной.Injection into the scorched zone of water displaces the oxygen accumulated in it forward into the heated zone containing oil, thereby ensuring its consumption in the reservoir. If, for example, there is a highly permeable layer at the top of the formation, oxygen can remain in it, since the injected water will tend to move along the bottom of the formation under the influence of gravity. When a well is put into operation, this oxygen can enter the wellbore and create an explosive situation. The solution proposed by the present invention consists in the fact that with such a structure of the formation, in addition to water, it is necessary to pump inert gas into the burnt zone. Water will displace oxygen from the bottom of the formation, and inert gas from the roof.
Объемы закачки газа Qg, гарантирующие вытеснение накопленного в выжженной зоне кислорода при совместной закачке охлаждающей воды и инертного газа, можно оценить из выражения:The gas injection volumes Qg, which guarantee the displacement of the oxygen accumulated in the scorched zone during the combined injection of cooling water and inert gas, can be estimated from the expression:
где Qa - объем закачанного в пласт газообразного окислителя (воздуха) в нормальных условиях, Pi - давление нагнетания на забое, Po - нормальное (атмосферное) давление, m - пористость пласта, σw - водонасыщенность в выгоревшей зоне, σgc - критическая газонасыщенность, Ro - удельный расход газообразного окислителя на выжигание 1 м3 пласта. Последний параметр и параметр σgc определяются по результатам лабораторных экспериментов, а величина σw - расчетами на основе уравнений фильтрации.where Qa is the volume of gaseous oxidizer (air) injected into the formation under normal conditions, Pi is the discharge pressure at the bottom, Po is the normal (atmospheric) pressure, m is the formation porosity, σw is the water saturation in the burnt zone, σgc is the critical gas saturation, Ro is specific consumption of a gaseous oxidizer for burning 1 m 3 of the formation. The last parameter and the parameter σgc are determined by the results of laboratory experiments, and the quantity σw is determined by calculations based on the filtration equations.
Оценочные расчеты показывают, что, например, при закачке в ходе термогазовой обработки 2 млн нм3 воздуха в различных геолого-физических условиях потребуется закачать порядка 30…50 тыс. нм3 инертного газа и менее, т.к. в выражении (2) не учитывается образование пара, растворение кислорода в воде при обратном течении, перемешивание инертного газа и кислорода и др. Инертный газ можно закачивать совместно с водой, а также до или после окончания закачки расчетного объема воды.Estimated calculations show that, for example, when 2 million nm 3 of air is injected during thermogas treatment under various geological and physical conditions, it will be necessary to pump about 30 ... 50 thousand nm 3 of inert gas or less, because expression (2) does not take into account the formation of steam, the dissolution of oxygen in water during the reverse flow, mixing of inert gas and oxygen, etc. Inert gas can be pumped together with water, as well as before or after the completion of the injection of the calculated volume of water.
Для получения инертного газа требуется специальная установка по его производству, либо доставка такого газа на месторождение, а также работа компрессоров; все это достаточно дорого.To obtain inert gas requires a special installation for its production, or the delivery of such gas to the field, as well as the operation of compressors; all this is quite expensive.
Поэтому, наиболее эффективным решением, предусматриваемым настоящим изобретением и гарантирующим безопасность работ, является закачка не воды и инертного газа, а растворов веществ, разлагающихся при нагревании с выделением инертных газов. При этом газ будет вытеснять кислород из средних и верхних частей пласта, а водная (жидкая) фаза раствора - из средних и нижних, что обеспечит максимальное вытеснение кислорода, его утилизацию в прогретых зонах и безопасность работ. При применении указанных выше растворов требуется стандартное промысловое оборудование для приготовления и закачки растворов (например, цементировочные агрегаты или агрегаты для гидроразрыва пласта).Therefore, the most effective solution provided by the present invention and guaranteeing safe operation is to pump not water and inert gas, but solutions of substances that decompose upon heating with the release of inert gases. In this case, the gas will displace oxygen from the middle and upper parts of the formation, and the aqueous (liquid) phase of the solution will displace it from the middle and lower parts, which will ensure the maximum displacement of oxygen, its utilization in heated zones and the safety of work. When using the above solutions, standard field equipment is required for the preparation and injection of solutions (for example, cementing units or hydraulic fracturing units).
Примерами веществ, разлагающихся при нагревании с выделением инертных газов, являются:Examples of substances that decompose upon heating with the release of inert gases are:
1) Гидрокарбонат натрия (сода двууглекислая, натрия бикарбонат или питьевая сода (NaHCO3)) в водном растворе при 100-150°С полностью разлагается, превращаясь в Na2CO3 1) Sodium bicarbonate (bicarbonate soda, sodium bicarbonate or drinking soda (NaHCO 3 )) in an aqueous solution at 100-150 ° C completely decomposes, turning into Na 2 CO 3
2NaHCO3=Na2CO3+СO2+H2O2NaHCO 3 = Na 2 CO 3 + CO 2 + H 2 O
Растворимость натрия бикарбоната в воде при 0°С: 6.9 г/100 г водыSolubility of sodium bicarbonate in water at 0 ° C: 6.9 g / 100 g of water
2) Гидрокарбонат аммония NH4HCO3 в водном растворе разлагается при 60-80°С.2) Ammonium bicarbonate NH 4 HCO 3 in an aqueous solution decomposes at 60-80 ° C.
NH4HCO3=NH3+H2O+CO2 NH 4 HCO 3 = NH 3 + H 2 O + CO 2
Растворимость гидрокарбоната аммония в воде при 0°С: 11.9 г/100 г водыSolubility of ammonium bicarbonate in water at 0 ° C: 11.9 g / 100 g of water
3) Карбамид (CO(NH2)2) в водном растворе выше 120°С разлагается на углекислый газ и аммиак (при этом поглощается примерно 300 ккал теплоты на 1 кг разлагаемого карбамида)3) Urea (CO (NH 2 ) 2 ) in an aqueous solution above 120 ° C decomposes into carbon dioxide and ammonia (approximately 300 kcal of heat is absorbed per 1 kg of decomposable urea)
CO(NH2)2+H2O=CO2+NH3.CO (NH 2 ) 2 + H 2 O = CO 2 + NH 3 .
Возможно также применение спиртовых растворов нитрата карбамида, растворов карбамида в аммиаке и др.It is also possible to use alcoholic solutions of urea nitrate, solutions of urea in ammonia, etc.
Таким образом, предлагаемая технология позволяет не только применять менее термостойкое насосное оборудование, сохранять цементное кольцо за обсадной колонной скважины, но и повышать безопасность работ, обеспечивая при этом высокие уровни дополнительной добычи нефти и сокращать продолжительность обработки.Thus, the proposed technology allows not only to use less heat-resistant pumping equipment, to keep the cement ring behind the casing of the well, but also to increase the safety of work, while ensuring high levels of additional oil production and reduce processing time.
Примеры конкретного выполнения.Examples of specific performance.
Пример 1. Скважина вскрывает пласт, залегающий на глубине 1700 м. Пласт насыщен нефтью вязкостью 45 мПа·с при пластовых условиях: температуре 35°С и давлении 15.5 МПа. Пласт сложен породами терригенного типа и имеет сильно неоднородную структуру. Суммарная эффективная толщина пласта 11 м, начальная нефтенасыщенность 0.75, средняя пористость - 26%, средняя песчанистость - 0.56. Обрабатываемая скважина расположена в центре элемента пласта.Example 1. A well opens a reservoir at a depth of 1700 m. The reservoir is saturated with oil with a viscosity of 45 MPa · s under reservoir conditions: a temperature of 35 ° C and a pressure of 15.5 MPa. The formation is composed of terrigenous rocks and has a highly heterogeneous structure. The total effective thickness of the formation is 11 m, the initial oil saturation is 0.75, the average porosity is 26%, and the average sand content is 0.56. The treated well is located in the center of the reservoir element.
При проведении обработки по способу прототипа в пласт закачали 2 млн нм3 воздуха, после чего закачали 3 тыс. тонн холодной воды, с тем чтобы понизить максимальную температуру в пласте до 150°С и пустили скважину в эксплуатацию. При эксплуатации скважины максимальная температура на забое скважины не превысила 52°С, концентрация кислорода в добываемых газах через несколько дней после пуска скважины в эксплуатацию достигала 9,8%, продукция длительное время состояла из воды с пленкой нефти и было получено всего 11 тонн дополнительной нефти.When processing by the prototype method, 2 million nm 3 of air were pumped into the formation, after which 3 thousand tons of cold water was pumped in order to lower the maximum temperature in the formation to 150 ° C and put the well into operation. During the operation of the well, the maximum temperature at the bottom of the well did not exceed 52 ° C, the oxygen concentration in the produced gases a few days after the well was put into operation reached 9.8%, the products consisted of water with a film of oil for a long time and only 11 tons of additional oil were obtained .
При проведении обработки по предлагаемому способу с помощью математической модели выбрали оптимальные параметры обработки скважины и провели ее следующим образом. В пласт закачали 2 млн нм3 воздуха, после чего в скважину закачали 35 тыс. нм3 азота, затем 600 тонн холодной воды и пустили скважину в эксплуатацию. При эксплуатации скважины максимальная температура на забое скважины не превысила 160°С, концентрация кислорода в добываемых газах не превышала 0,15%, и было получено 495 тонн дополнительной нефти. Средняя обводненность продукции составила 53%. В скважине был установлен насос с рабочей температурой до 170°С.When processing according to the proposed method using a mathematical model, we selected the optimal parameters of the well treatment and conducted it as follows. 2 million nm 3 of air were pumped into the formation, after which 35 thousand nm 3 of nitrogen were pumped into the well, then 600 tons of cold water and the well was put into operation. During well operation, the maximum temperature at the bottom of the well did not exceed 160 ° C, the oxygen concentration in the produced gases did not exceed 0.15%, and 495 tons of additional oil were obtained. The average water cut of the product was 53%. A pump was installed in the well with an operating temperature of up to 170 ° C.
Пример 2. Пласт и скважина имели такие же параметры, как и в примере 1. Закачку воздуха произвели в таком же объеме, как и в примере 1. В качестве охлаждающей жидкости использовали 10.6%-ный водный раствор гидрокарбоната аммония (NH4HCO3), разлагающегося при температуре 60-80°С по следующей схеме:Example 2. The reservoir and the well had the same parameters as in example 1. The air was injected in the same volume as in example 1. As a cooling liquid, a 10.6% aqueous solution of ammonium bicarbonate (NH 4 HCO 3 ) was used decomposing at a temperature of 60-80 ° C according to the following scheme:
NH4HCO3=NH3+H2O+CO2.NH 4 HCO 3 = NH 3 + H 2 O + CO 2 .
После закачки воздуха в скважину закачали 300 тонн 10.6% водного раствора гидрокарбоната аммония, из которого выделилось 18 тыс. нм3 газов (аммиака и углекислого газа), затем закачали 300 тонн воды и пустили скважину в эксплуатацию. При эксплуатации скважины максимальная температура на забое скважины не превысила 160°С, концентрация кислорода в добываемых газах не превышала 0.4%, и было получено 510 тонн дополнительной нефти. В скважине был установлен насос с рабочей температурой до 170°С.After air injection, 300 tons of a 10.6% aqueous solution of ammonium bicarbonate were pumped into the well, from which 18 thousand nm of 3 gases (ammonia and carbon dioxide) were released, then 300 tons of water were pumped and the well was put into operation. During well operation, the maximum temperature at the bottom of the well did not exceed 160 ° C, the oxygen concentration in the produced gases did not exceed 0.4%, and 510 tons of additional oil were obtained. A pump was installed in the well with an operating temperature of up to 170 ° C.
Пример 3. Пласт и скважина имели такие же параметры, как и в примере 1. Закачку воздуха произвели в таком же объеме, как и в примере 1. После закачки воздуха в скважину закачали 500 тонн 10.6% водного раствора гидрокарбоната аммония, затем 60 тонн нефти и пустили скважину в эксплуатацию. Из закачанного водного раствора гидрокарбоната аммония выделилось более 30 тыс. нм3 газов (углекислого газа и аммиака). При эксплуатации скважины максимальная температура на забое скважины не превысила 160°С, концентрация кислорода в добываемых газах не превышала 0.05%, и было получено 525 тонн дополнительной нефти (за вычетом 60 тонн нефти, закачанной в пласт). В скважине был установлен насос с рабочей температурой до 170°С.Example 3. The reservoir and the well had the same parameters as in example 1. The air was injected in the same volume as in example 1. After air was injected into the well, 500 tons of a 10.6% aqueous solution of ammonium bicarbonate were pumped, then 60 tons of oil and put the well into operation. More than 30 thousand nm 3 gases (carbon dioxide and ammonia) were released from the injected aqueous solution of ammonium bicarbonate. During well operation, the maximum temperature at the bottom of the well did not exceed 160 ° C, the oxygen concentration in the produced gases did not exceed 0.05%, and 525 tons of additional oil were obtained (minus 60 tons of oil injected into the reservoir). A pump was installed in the well with an operating temperature of up to 170 ° C.
Пример 4. Пласт и скважина имели такие же параметры как и в примере 1, Закачку воздуха произвели в таком же объеме, как и в примере 1. После закачки воздуха в скважину закачали 250 тонн воды, затем 100 тонн раствора гелеобразующего агента, состоявшего из водного раствора карбамида и хлористого алюминия, затем еще 100 тонн воды и 30 тыс. нм3 дымовых газов и пустили скважину в эксплуатацию. При эксплуатации скважины максимальная температура на забое скважины не превысила 165°С, концентрация кислорода в добываемых газах не превышала 0.1%, и было получено 550 тонн дополнительной нефти. При этом средняя обводненность продукции составила 42%. В скважине был установлен насос с рабочей температурой до 170°С.Example 4. The reservoir and the well had the same parameters as in example 1, The air was injected in the same volume as in example 1. After the air was injected, 250 tons of water were pumped into the well, then 100 tons of a gelling agent solution consisting of water a solution of urea and aluminum chloride, then another 100 tons of water and 30 thousand nm 3 of flue gases and put the well into operation. During well operation, the maximum temperature at the bottom of the well did not exceed 165 ° C, the oxygen concentration in the produced gases did not exceed 0.1%, and 550 tons of additional oil were obtained. At the same time, the average water cut of products amounted to 42%. A pump was installed in the well with an operating temperature of up to 170 ° C.
Пример 5. Пласт и скважина имели такие же параметры, как и в примере 1. В пласт закачали 1.5 млн нм3 воздуха, после чего в скважину закачали 100 тонн воды, затем еще 0.5 млн нм3 воздуха с повышенной до 50% концентрацией кислорода, далее закачали 150 тыс. нм3 углекислого газа, затем 250 тонн холодной воды и пустили скважину в эксплуатацию. При эксплуатации скважины максимальная температура на забое скважины не превысила 165°С, концентрация кислорода в добываемых газах не превышала 0,1%, и было получено 590 тонн дополнительной нефти. В скважине был установлен насос с рабочей температурой до 170°С.Example 5. The reservoir and the well had the same parameters as in example 1. 1.5 million nm 3 of air were injected into the reservoir, after which 100 tons of water were pumped into the well, then another 0.5 million nm 3 of air with an oxygen concentration increased to 50%, then 150 thousand nm 3 of carbon dioxide were injected, then 250 tons of cold water and the well was put into operation. During the operation of the well, the maximum temperature at the bottom of the well did not exceed 165 ° C, the oxygen concentration in the produced gases did not exceed 0.1%, and 590 tons of additional oil were obtained. A pump was installed in the well with an operating temperature of up to 170 ° C.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010131396/03A RU2433258C1 (en) | 2010-07-28 | 2010-07-28 | Method of thermal gas formation treatment |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010131396/03A RU2433258C1 (en) | 2010-07-28 | 2010-07-28 | Method of thermal gas formation treatment |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2433258C1 true RU2433258C1 (en) | 2011-11-10 |
Family
ID=44997263
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010131396/03A RU2433258C1 (en) | 2010-07-28 | 2010-07-28 | Method of thermal gas formation treatment |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2433258C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2486334C1 (en) * | 2011-12-12 | 2013-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil development |
| RU2524580C1 (en) * | 2013-10-31 | 2014-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development of oil deposit by heat and water-gas impacts in vertical, horizontal and multihole wells system |
| WO2020013732A1 (en) * | 2018-07-13 | 2020-01-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Терратек" | Method of combined action on a formation |
| EA034629B1 (en) * | 2018-05-18 | 2020-02-28 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Method of thermal-gas treatment of formation |
| RU2796410C1 (en) * | 2022-06-08 | 2023-05-23 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method for oil production in clay-bearing reservoirs with montmorillonite compounds |
-
2010
- 2010-07-28 RU RU2010131396/03A patent/RU2433258C1/en active
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2486334C1 (en) * | 2011-12-12 | 2013-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil development |
| RU2524580C1 (en) * | 2013-10-31 | 2014-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development of oil deposit by heat and water-gas impacts in vertical, horizontal and multihole wells system |
| EA034629B1 (en) * | 2018-05-18 | 2020-02-28 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Method of thermal-gas treatment of formation |
| WO2020013732A1 (en) * | 2018-07-13 | 2020-01-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Терратек" | Method of combined action on a formation |
| RU2796410C1 (en) * | 2022-06-08 | 2023-05-23 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method for oil production in clay-bearing reservoirs with montmorillonite compounds |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7882893B2 (en) | Combined miscible drive for heavy oil production | |
| CN103061730B (en) | A kind of multielement hot fluid foam flooding is for coal bed methane exploring method | |
| CN102587877B (en) | Multi-element thermal fluid displacement process | |
| US8286698B2 (en) | Method for producing viscous hydrocarbon using steam and carbon dioxide | |
| RU2373385C1 (en) | Method for treatment of well bottom zones of production wells | |
| CN108252700A (en) | A kind of shale oil-gas reservoir heat of oxidation swashs explosion remodeling method | |
| RU2433258C1 (en) | Method of thermal gas formation treatment | |
| RU2358099C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil | |
| CN1927993A (en) | High temperature stratum self-generating foam composition and application thereof in viscous oil exploitation | |
| US20140096958A1 (en) | Method, apparatus and composition to increase recovery of hydrocarbons by reaction of selective oxidizers and fuels in the subterranean environment | |
| CN112272731A (en) | Method for thermochemical treatment of oil reservoirs | |
| US10947827B2 (en) | Method for exerting a combined effect on the near-wellbore region of a producing formation | |
| CN102392623B (en) | Air-drive oil production method for low-permeability reservoir | |
| CN106640003A (en) | Method for improving development effect of steam assisted gravity drainage (SAFD) through ammonium carbonate | |
| CN104073233B (en) | Self-heat generation chemical temperature rise agent for alkaline thickened oil reservoir and use method | |
| US9657559B2 (en) | Methods and systems for causing reaction driven cracking in subsurface rock formations | |
| RU2440490C2 (en) | Development method of bottom-hole formation zone | |
| RU2645058C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposit with cyclic steam soaking | |
| CN104265257A (en) | Oil in-situ combustion huff and puff oil production method for assisting catalytic ignition by filling fracturing propping agent | |
| RU2615543C2 (en) | Energy-gas-forming composition and processing technology of bottom-hole zone of productive stratum | |
| CN115298285B (en) | Systems, methods, and compositions for reservoir stimulation diversion using thermochemical substances | |
| WO2021010935A1 (en) | Method for the combined hydrogen and thermobaro chemical treatment ("tbc-ehr") of the near-wellbore region of a producing formation | |
| CN108487883A (en) | A kind of technique using natural gas and the carbon dioxide mix displacement of reservoir oil | |
| RU2713682C1 (en) | Method of development of a deposit of high-viscosity and ultra-viscous oil by thermal methods at a late stage of development | |
| RU2712904C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit with gas cap |