RU2776539C1 - Method for thermochemical treatment of oil reservoir with hard to recover reserves - Google Patents
Method for thermochemical treatment of oil reservoir with hard to recover reserves Download PDFInfo
- Publication number
- RU2776539C1 RU2776539C1 RU2022100656A RU2022100656A RU2776539C1 RU 2776539 C1 RU2776539 C1 RU 2776539C1 RU 2022100656 A RU2022100656 A RU 2022100656A RU 2022100656 A RU2022100656 A RU 2022100656A RU 2776539 C1 RU2776539 C1 RU 2776539C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reagent
- peroxide
- thermochemical
- well
- oil reservoir
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 68
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 55
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 47
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 47
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 31
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 23
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 21
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 17
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 17
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 6
- HSLFISVKRDQEBY-UHFFFAOYSA-N 1,1-bis(tert-butylperoxy)cyclohexane Chemical compound CC(C)(C)OOC1(OOC(C)(C)C)CCCCC1 HSLFISVKRDQEBY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- LGJCFVYMIJLQJO-UHFFFAOYSA-N 1-dodecylperoxydodecane Chemical compound CCCCCCCCCCCCOOCCCCCCCCCCCC LGJCFVYMIJLQJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- XMNIXWIUMCBBBL-UHFFFAOYSA-N 2-(2-phenylpropan-2-ylperoxy)propan-2-ylbenzene Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(C)(C)OOC(C)(C)C1=CC=CC=C1 XMNIXWIUMCBBBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- KFGFVPMRLOQXNB-UHFFFAOYSA-N 3,5,5-trimethylhexanoyl 3,5,5-trimethylhexaneperoxoate Chemical compound CC(C)(C)CC(C)CC(=O)OOC(=O)CC(C)CC(C)(C)C KFGFVPMRLOQXNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- YQHLDYVWEZKEOX-UHFFFAOYSA-N cumene hydroperoxide Chemical compound OOC(C)(C)C1=CC=CC=C1 YQHLDYVWEZKEOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- LSXWFXONGKSEMY-UHFFFAOYSA-N di-tert-butyl peroxide Chemical compound CC(C)(C)OOC(C)(C)C LSXWFXONGKSEMY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- VNJISVYSDHJQFR-UHFFFAOYSA-N tert-butyl 4,4-dimethylpentaneperoxoate Chemical compound CC(C)(C)CCC(=O)OOC(C)(C)C VNJISVYSDHJQFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- AVNZBYRSVGWYQT-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methylpropylperoxy)propan-2-ylbenzene Chemical compound CC(C)COOC(C)(C)C1=CC=CC=C1 AVNZBYRSVGWYQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- FVCYRIQNOFIDCH-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-phenylpropan-2-ylperoxy)propan-2-ylperoxy]propan-2-ylbenzene Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(C)(C)OOC(C)(C)OOC(C)(C)C1=CC=CC=C1 FVCYRIQNOFIDCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- PMAAOHONJPSASX-UHFFFAOYSA-N 2-butylperoxypropan-2-ylbenzene Chemical compound CCCCOOC(C)(C)C1=CC=CC=C1 PMAAOHONJPSASX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- KRDXTHSSNCTAGY-UHFFFAOYSA-N 2-cyclohexylpyrrolidine Chemical compound C1CCNC1C1CCCCC1 KRDXTHSSNCTAGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 28
- QWVBGCWRHHXMRM-UHFFFAOYSA-N hexadecoxycarbonyloxy hexadecyl carbonate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCOC(=O)OOC(=O)OCCCCCCCCCCCCCCCC QWVBGCWRHHXMRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000013543 active substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 25
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 11
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 10
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 6
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 6
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 description 5
- -1 alkali metal nitrite Chemical class 0.000 description 4
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 3
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 2
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical compound C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 2
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N glyoxal Chemical compound O=CC=O LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 2
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 208000013201 Stress fracture Diseases 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 238000002144 chemical decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- SLWGJZPKHAXZQL-UHFFFAOYSA-N emylcamate Chemical compound CCC(C)(CC)OC(N)=O SLWGJZPKHAXZQL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 229940015043 glyoxal Drugs 0.000 description 1
- 238000000265 homogenisation Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам термохимической обработки нефтяного пласта с использованием композиции на основе химических реагентов, и может быть использовано для активации или возобновления работы нефтяных скважин, добывающих высоковязкую, сверхвязкую нефть, природные битумы, продуктивность которых снижена из-за парафино-гидратных и асфальтосмолистых отложений, закупоривающих фильтрационные каналы и нарушающих связь скважины с флюидонесущим пластом, а также для регулирования процесса разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for thermochemical treatment of an oil reservoir using a composition based on chemical reagents, and can be used to activate or resume the operation of oil wells producing high-viscosity, extra-viscous oil, natural bitumens, the productivity of which is reduced due to paraffin hydrated and asphalt-resinous deposits that clog filtration channels and disrupt the connection of the well with the fluid-bearing formation, as well as to regulate the development process and increase oil recovery of formations that are heterogeneous in permeability.
Известен способ термохимической обработки нефтяного пласта (патент РФ №2401941, Е21В 43/22, опубликовано 20.10.2010), включающий раздельную закачку компонентов горюче-окислительного состава (ГОС) и инициатора реакции (ИР) по двум коаксиально расположенным относительно друг друга насосно-компрессорным трубам (НКТ), при этом конец внешней НКТ опущен ниже конца внутренней НКТ на расстояние, достаточное для обеспечения времени контакта ГОС и ИР в реакционном объеме, ГОС подают в обрабатываемую зону нефтяного пласта через кольцевое пространство между внешней и внутренней НКТ, ИР подают по внутренней НКТ, ГОС - водный раствор с водородным показателем рН 4-7, включающий, мас. %: селитру (аммиачную, калиевую или натриевую) 5-25, карбамидно-аммиачную смесь КАС-32 остальное, ИР - водный раствор с рН 12-14, включающий, мас. %: нитрит щелочного металла 15-45, воду остальное, или борогидрид щелочного металла 15-45, щелочь 3-45, воду остальное, причем масса ИР, содержащего нитрит щелочного металла, составляет 1-80% от массы ГОС, масса ИР, содержащего борогидрид щелочного металла, составляет 1-30% от массы ГОС.A known method of thermochemical treatment of an oil reservoir (RF patent No. 2401941, E21V 43/22, published 10/20/2010), including separate injection of the components of the combustible-oxidative composition (GOS) and the reaction initiator (IR) through two coaxially located relative to each other pump-compressor pipes (tubing), while the end of the outer tubing is lowered below the end of the inner tubing at a distance sufficient to ensure the time of contact between the HOS and IR in the reaction volume, the HOS is fed into the treated zone of the oil reservoir through the annulus between the outer and inner tubing, IR is fed through the inner NKT, GOS - an aqueous solution with a pH of 4-7, including, wt. %: nitrate (ammonia, potassium or sodium) 5-25, carbamide-ammonia mixture KAS-32 the rest, TS - aqueous solution with pH 12-14, including, wt. %: alkali metal nitrite 15-45, water the rest, or alkali metal borohydride 15-45, alkali 3-45, water the rest, and the mass of TS containing alkali metal nitrite is 1-80% of the mass of GOS, the mass of TS containing alkali metal borohydride, is 1-30% by weight of GOS.
Этот способ имеет ряд существенных недостатков:This method has a number of significant disadvantages:
- ГОС на основе аммиачной селитры переходит в стадию непрерывной реакции, с выделением тепловой энергии и газов, только при достижении температуры не менее 200°С, т.е. для того, чтобы реакция протекала, необходим подогрев растворов и окружающей породы другим источником энергии до 200°С.- HOS based on ammonium nitrate passes into the stage of continuous reaction, with the release of thermal energy and gases, only when the temperature reaches at least 200°C, i.e. in order for the reaction to proceed, it is necessary to heat the solutions and the surrounding rock with another source of energy up to 200°C.
- эта реакция, как известно, не протекает в ограниченных размерах, которые меньше критического, т.е. не может протекать в порах и трещинах пласта.- this reaction, as is known, does not proceed in limited sizes, which are less than critical, i.e. cannot flow in the pores and cracks of the formation.
- реакция протекает в эксплуатационной колонне, что зачастую приводит к повреждению колонны, цементного камня или подземного оборудования НКТ, пакера и др.- the reaction takes place in the production string, which often leads to damage to the string, cement stone or underground tubing equipment, packer, etc.
Известен способ стимулирования добычи нефти (патент РФ №2546694, Е21В 43/22, публиковано 10.04.2015), заключающийся в закачке в пласт водного раствора бинарной смеси на основе аммиачной селитры и нитрита натрия в совокупности с инициирующим составом при контроле температуры, давления и состава продуктов реакций на протяжении процесса обработки пласта. Указанный способ позволяет за счет химического разложения больших объемов реагентов, закачиваемых в пласт, значительно повысить пластовую температуру и давление в зоне реакции, снизить вязкость флюида, увеличить коэффициент охвата и тем самым увеличить нефтеотдачу. Процесс закачки производится последовательно: чередуют закачку ограниченных объемов аммиачной селитры, массой не более 1 тонны каждая, с порцией технической воды не менее 0,05 тонны каждая. Повысить взрывобезопасность процесса и преждевременный выход из строя оборудования позволяет также непрерывный контроль температуры и давления, обеспечивающий регулирование процесса реакции с ограничением температуры в стволе скважины ниже предельного уровня, превышающего параметры безопасности. При появлении признаков самоускорения реакции, идентифицируемых по показаниям приборов измерения температуры и давления, прекращают закачку инициатора в скважину. В известном способе обработки технологическая схема предполагает подачу в пласт компонентов бинарной смеси - аммиачной селитры и нитрита натрия по отдельным каналам.A known method for stimulating oil production (RF patent No. 2546694, E21V 43/22, published on April 10, 2015), which consists in injecting into the formation an aqueous solution of a binary mixture based on ammonium nitrate and sodium nitrite in combination with an initiating composition while controlling temperature, pressure and composition reaction products throughout the treatment process. This method allows, due to the chemical decomposition of large volumes of reagents injected into the reservoir, to significantly increase the reservoir temperature and pressure in the reaction zone, reduce the fluid viscosity, increase the sweep factor and thereby increase oil recovery. The injection process is carried out sequentially: the injection of limited volumes of ammonium nitrate, weighing no more than 1 ton each, is alternated with a portion of process water of at least 0.05 tons each. To increase the explosion safety of the process and premature failure of the equipment also allows continuous monitoring of temperature and pressure, which ensures the regulation of the reaction process with the temperature in the wellbore below the limit level exceeding the safety parameters. When signs of self-acceleration of the reaction appear, identified by the readings of temperature and pressure measuring instruments, the injection of the initiator into the well is stopped. In the known processing method, the technological scheme involves the supply of binary mixture components - ammonium nitrate and sodium nitrite - into the reservoir through separate channels.
Предложенное изобретение имеет ряд существенных недостатков, а именно:The proposed invention has a number of significant disadvantages, namely:
- двухтрубная закачка требует наличие двух типоразмеров насосно-компрессорных труб (НКТ), специальной фонтанной аппаратуры, предусматривающей возможность подвески 2-х типоразмеров НКТ, двух линий высокого давления с набором датчиков, предохранительных клапанов и т.д., что значительно повышает стоимость термохимической обработки пласта;- two-pipe injection requires two sizes of tubing, special wellhead equipment, which provides for the possibility of hanging 2 sizes of tubing, two high-pressure lines with a set of sensors, safety valves, etc., which significantly increases the cost of thermochemical treatment formation;
- двухтрубная закачка не обеспечивает полного смешивания и гомогенизации компонентов бинарной смеси по всему ее физическому объему, а также высокую концентрацию минеральных солей в водном растворе (до 70%), поскольку при смешении 2-х отдельных водных растворов - нитрита натрия и аммиачной селитры суммарная массовая концентрация солей значительно падает;- double-pipe injection does not provide complete mixing and homogenization of the binary mixture components throughout its physical volume, as well as a high concentration of mineral salts in an aqueous solution (up to 70%), since when mixing 2 separate aqueous solutions - sodium nitrite and ammonium nitrate, the total mass salt concentration drops significantly;
- при контакте водного раствора аммиачной селитры с рН 4-7 и инициатора в виде водного раствора нитрита щелочного металла с рН 12-14 возможно инициирование реакции разложения аммиачной селитры непосредственно в зумпфе скважины с развитием неуправляемого взрывного процесса, сопровождающегося резким повышением давления и увеличением температуры. Итогом такого процесса может стать повреждение обеих колонн НКТ, срыв пакера, растрескивание цементного камня обсадной колонны и нарушение ее герметичности;- upon contact of an aqueous solution of ammonium nitrate with pH 4-7 and an initiator in the form of an aqueous solution of alkali metal nitrite with pH 12-14, it is possible to initiate the reaction of decomposition of ammonium nitrate directly in the well sump with the development of an uncontrolled explosive process, accompanied by a sharp increase in pressure and temperature. The result of such a process may be damage to both tubing strings, packer failure, cracking of the cement stone of the casing and violation of its tightness;
- описанный известный способ обработки пласта помимо контроля температуры и давления предполагает отслеживание в режиме реального времени и состава продуктов реакций, что весьма затруднительно в условиях значительных флуктуаций концентрации при смешении подаваемых по отдельным каналам рабочих фракций реагентов. Как правило, для реализации термохимической обработки пласта используются заранее приготовленные растворы компонентов бинарных смесей, доставляемые на скважину. С момента приготовления раствора до его закачки в скважину проходит значительное время, за которое возможно разделение раствора с выпадением осадка, что снижает его эффективность. В этом случае требуется доведение раствора до нужной кондиции путем его дополнительного нагрева, перемешивания, удаления осадка и др., что влечет за собой дополнительные временные и материальные потери;- the described well-known method of formation treatment, in addition to temperature and pressure control, involves monitoring in real time the composition of reaction products, which is very difficult under conditions of significant concentration fluctuations when mixing the working fractions of reagents supplied through separate channels. As a rule, for the implementation of thermochemical formation treatment, pre-prepared solutions of binary mixture components are used, which are delivered to the well. From the moment the solution is prepared to its injection into the well, a significant time passes, during which the separation of the solution with sedimentation is possible, which reduces its efficiency. In this case, it is required to bring the solution to the desired condition by additional heating, mixing, removing sediment, etc., which entails additional time and material losses;
- для каждого месторождения и даже отдельной скважины требуется индивидуальный подбор состава агента и обработки, объемов фракций и концентрации, в зависимости от характеристик давления, температуры, приемистости пласта. Поэтому доставка предварительно подготовленных растворов в большем количестве, чем, возможно, потребуется для обработки, может приводить к непродуктивному расходованию исходных химических реагентов и необходимости последующей утилизации излишков растворов бинарных смесей.- for each field and even a separate well, an individual selection of the composition of the agent and treatment, volumes of fractions and concentration is required, depending on the characteristics of pressure, temperature, formation injectivity. Therefore, the delivery of pre-prepared solutions in a larger amount than may be required for processing can lead to unproductive consumption of the initial chemical reagents and the need for subsequent disposal of excess solutions of binary mixtures.
Известен также энергогазообразующий состав и технология обработки призабойной зоны продуктивного пласта (патент РФ №2615543, Е21В 43/24, опубликовано 05.04.2017), включающий раздельную закачку компонентов бинарной смеси - энергогазообразующего состава и инициатора горения - по разным каналам двухрядного лифта колонны насосно-компрессорных труб НКТ и инициирование процесса тепло- и газовыделения, энергогазообразующий состав представляет собой водный раствор, содержащий аммониевые соли сильных минеральных кислот, нитрит щелочного металла, стабилизатор для поддержания нейтральной или щелочной среды - аммиачную воду, или щелочь, или кальцинированную соду, или пиридин. Энергогазообразующий состав закачивают по внутреннему ряду труб, на котором выше зоны смешения энергогазообразующего состава и инициатора горения устанавливают огневой предохранитель. Закачку энергогазообразующего состава осуществляют порциями по 0,5-1,5 м3, которые чередуют с порциями по 0,2-0,5 м3 водного 15-20%-ного раствора карбамида, для предотвращения чрезмерного повышения температуры в зоне протекания реакции, в качестве инициатора горения используют формалин или кислоту.Also known is the energy-gas-forming composition and the technology for treating the bottomhole zone of the productive formation (RF patent No. 2615543, E21V 43/24, published on 04/05/2017), including separate injection of the components of the binary mixture - the energy-gas-forming composition and the combustion initiator - through different channels of the double-row lift of the pump-compressor column of tubing pipes and initiation of the process of heat and gas release, the energy-gas-forming composition is an aqueous solution containing ammonium salts of strong mineral acids, alkali metal nitrite, a stabilizer to maintain a neutral or alkaline environment - ammonia water, or alkali, or soda ash, or pyridine. The energy-gas-forming composition is pumped through the inner row of pipes, on which a fire fuse is installed above the mixing zone of the energy-gas-forming composition and the combustion initiator. The injection of the energy-gas-forming composition is carried out in portions of 0.5-1.5 m3, which alternate with portions of 0.2-0.5 m3 of an aqueous 15-20% urea solution, to prevent an excessive increase in temperature in the reaction zone, as combustion initiator using formalin or acid.
Недостатком является невозможность контролировать и регулировать температуру призабойной зоны пласта (ПЗП) при закачке реагентов, что ограничивает использование способа. Кроме того, общее количество, закачанных реагентов в зону пласта при отсутствии текущего контроля реакции не превышает 2 т, что позволяет прочищать только ближайшую зону пласта («скин-слой»).The disadvantage is the inability to control and regulate the temperature of the bottomhole formation zone (BFZ) during the injection of reagents, which limits the use of the method. In addition, the total amount of reagents injected into the reservoir zone in the absence of current reaction control does not exceed 2 tons, which allows cleaning only the nearest reservoir zone (“skin layer”).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ термохимической обработки нефтяного пласта (патент РФ №2696714, Е21В 43/24, опубликовано 05.08.2019), включающий закачку в нефтяной пласт требуемого объема бинарной смеси, содержащей аммиачную селитру и нитрит натрия, и контроль в процессе обработки пласта температуры и давления. Перед закачкой реагентов бинарной смеси определяют приемистость пласта, а также производят первичные замеры температуры и давления в интервале перфорации скважины, в зависимости от которых определяют объемы и режимы подачи бинарной смеси. Производят однотрубную закачку заранее определенного объема бинарной смеси в две стадии с расходом бинарной смеси на первой стадии не более 25% от объема и закачкой после первой стадии разделительной пачки воды.The closest to the proposed invention in terms of technical essence and the achieved result is a method for thermochemical treatment of an oil reservoir (RF patent No. 2696714, E21V 43/24, published on 08/05/2019), including injection into the oil reservoir of the required volume of a binary mixture containing ammonium nitrate and sodium nitrite , and control during treatment of the formation of temperature and pressure. Before injection of binary mixture reagents, formation injectivity is determined, as well as primary measurements of temperature and pressure in the well perforation interval, depending on which the volumes and modes of supply of the binary mixture are determined. One-pipe injection of a predetermined volume of a binary mixture is carried out in two stages with a consumption of a binary mixture in the first stage of not more than 25% of the volume and injection after the first stage of a separating pack of water.
Бинарную смесь приготавливают непосредственно перед ее закачкой на кустовой площадке скважины, через которую производят обработку нефтяного пласта, посредством установок для приготовления, смешивания, осреднения и подачи реагентов, добавляя нитрит натрия в приготовленный раствор аммиачной селитры. В процессе закачки бинарной смеси при росте давления закачки более чем в 1,5 раза от заданного рабочего давления снижают расход реагентов бинарной смеси вплоть до остановки ее закачки, после чего осуществляют подачу воды и далее, при восстановлении давления закачки до рабочего, продолжают закачку оставшегося объема бинарной смеси.The binary mixture is prepared immediately before its injection at the well pad, through which the oil reservoir is treated, by means of units for preparing, mixing, averaging and supplying reagents, adding sodium nitrite to the prepared ammonium nitrate solution. In the process of binary mixture injection, when the injection pressure increases by more than 1.5 times from the set working pressure, the consumption of binary mixture reagents is reduced until its injection is stopped, after which water is supplied and then, when the injection pressure is restored to the operating pressure, the remaining volume is pumped binary mixture.
Кроме того, бинарную смесь можно подавать совместно с инициатором реакции, в качестве которого используют раствор формальдегида или глиоксаля, впрыскивая инициатор непосредственно в бинарную смесь перед ее закачкой в пласт. Также, непосредственно перед закачкой бинарной смеси и/или после закачки бинарной смеси производят закачку активатора реакции, в качестве которого используют раствор неорганической кислоты или формалин. После закачки каждого из реагентов производят закачку разделительной пачки воды. Закачку всех реагентов производят через одну и ту же насосно-компрессорную трубу. Проведение первичных замеров в перфорированном интервале скважины и определение приемистости скважины позволяет наиболее точно рассчитать оптимальный режим подачи, а также необходимый для закачки объем бинарной смеси, что позволяет повысить эффективность воздействия на нефтегазовый пласт.In addition, the binary mixture can be supplied together with the reaction initiator, which is a formaldehyde or glyoxal solution, by injecting the initiator directly into the binary mixture before it is injected into the reservoir. Also, immediately before the injection of the binary mixture and/or after the injection of the binary mixture, the reaction activator is injected, which is an inorganic acid solution or formalin. After injection of each of the reagents, a separating pack of water is injected. All reagents are pumped through the same tubing. Carrying out primary measurements in the perforated interval of the well and determining the injectivity of the well allows the most accurate calculation of the optimal supply mode, as well as the volume of the binary mixture required for injection, which makes it possible to increase the efficiency of the impact on the oil and gas reservoir.
Общим недостатком всех перечисленных способов является увеличение опасности проводимых работ за счет подготовки, приготовления и смешения реагентов непосредственно на кустовой площадке скважины. Также значительно осложняется процесс за счет приготовления и контроля за пропорциями состава в процессе его подготовки перед закачкой в скважину.A common disadvantage of all these methods is the increase in the risk of ongoing work due to the preparation, preparation and mixing of reagents directly at the well pad. The process is also significantly complicated due to the preparation and control over the proportions of the composition in the process of its preparation before injection into the well.
Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является создание способа термохимического воздействия на нефтяной пласт разогревающим составом, позволяющим оптимизировать процесс за счет роста эффективности воздействия на нефтегазоносный пласт, а также повысить безопасность самого технологического процесса закачки реагента и инициатора реакции в пласт при одновременном снижении затрат на его реализацию.The task to be solved by the claimed invention is to create a method of thermochemical treatment of the oil reservoir with a heating composition, which allows optimizing the process by increasing the efficiency of the impact on the oil and gas reservoir, as well as improving the safety of the process of pumping the reagent and the reaction initiator into the reservoir while reducing costs for its implementation.
Техническим результатом настоящего изобретения является повышение эффективности добычи нефти (увеличение коэффициента извлечения нефти) на месторождениях, повышение безопасности процесса.The technical result of the present invention is to increase the efficiency of oil production (increase in the oil recovery factor) in the fields, improve the safety of the process.
Указанный технический результат достигается за счет термохимической обработки пласта, включающей двухстадийную закачку в пласт через скважину последовательно реагента органического происхождения, в качестве которого используют или ди-трет-бутилпероксид, или 1,1-ди-трет-бутилпероксициклогексан, или дикумилпероксид, или 2,2-ди(кумилперокси)пропан, или изобутилкумилпероксид, или третбутилкумилпероксид, или н-бутилкумилпероксид, или гидроперекись изопропилбензола, или дицетил-пероксидикарбонат, или третбутил-пероксинеогептаноат, или ди (3,5,5-триметилгексаноил) пероксид, или дилаурил-пероксид и инициатор реакции. Перед закачкой определяют приемистость пласта, производят первичные замеры температуры и давления в интервале перфорации скважины, в зависимости от которых рассчитывают объемы и режимы подачи реагента для разогрева пласта. Закачку реагента производят последовательно в две стадии, причем на первой стадии расход реагента для термохимического воздействия составляет 20%-25% от общего объема реагента и закачку осуществляют в следующем порядке: сначала через скважину закачивают реагент органического кислородосодержащего соединения, далее закачивают 0,25-1 м3 буферной жидкости, в качестве которой используют воду, затем подают инициатор реакции, в качестве которого используют 20-30%-ный водный раствор соляной кислоты дополнительно содержащий поверхностно-активные вещества. Затем еще раз закачивают 0,25-1 м3 буферной жидкости. На второй стадии закачивают оставшийся объем реагента органического кислородосодержащего соединения, после чего опять закачивают 0,25-1 м3 буферной жидкости. Закачку всех реагентов производят либо через одну и ту же насосно-компрессорную трубу либо через затрубное пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорной трубой. В процессе обработки нефтяного пласта разогревающим составом на основе органического кислородосодержащего соединения в интервале перфорации скважины осуществляют контроль температуры глубинным высокотемпературным датчиком.The specified technical result is achieved due to the thermochemical treatment of the reservoir, including two-stage injection into the reservoir through the well, successively of a reagent of organic origin, which is used as either di-tert-butyl peroxide, or 1,1-di-tert-butylperoxycyclohexane, or dicumyl peroxide, or 2, 2-di(cumylperoxy)propane or isobutylcumylperoxide or tert-butylcumylperoxide or n-butylcumylperoxide or isopropylbenzene hydroperoxide or dicetylperoxydicarbonate or tertbutylperoxyneoheptanoate or di(3,5,5-trimethylhexanoyl)peroxide or dilauryl peroxide and a reaction initiator. Before injection, formation injectivity is determined, primary measurements of temperature and pressure are made in the well perforation interval, depending on which volumes and regimes of reagent supply for formation heating are calculated. The reagent is injected sequentially in two stages, and at the first stage the reagent consumption for thermochemical treatment is 20%-25% of the total volume of the reagent, and the injection is carried out in the following order: first, an organic oxygen-containing compound reagent is pumped through the well, then 0.25-1 m 3 buffer liquid, which is used as water, then serves the initiator of the reaction, which is used as a 20-30% aqueous solution of hydrochloric acid additionally containing surfactants. Then again pumped 0.25-1 m 3 buffer liquid. At the second stage, the remaining volume of the organic oxygen-containing compound reagent is pumped in, after which 0.25-1 m 3 of the buffer liquid is pumped in again. All reagents are injected either through the same tubing or through the annulus between the production string and the tubing. In the process of treating an oil reservoir with a heating composition based on an organic oxygen-containing compound in the well perforation interval, temperature is controlled by a deep high-temperature sensor.
Повышение эффективности добычи нефти, а также безопасности проведения работ по обработке продуктивного нефтяного пласта осуществляется за счет термохимического воздействия на продуктивный пласт, в состав которого входит реагент органического кислородосодержащего соединения и контроль подачи реагента органического кислородосодержащего соединения и инициатора реакции в обрабатываемую зону пласта. Усовершенствование способа контроля подачи реагентов заключается в том, что объем состава, в который входят реагент и инициатор реакции, рассчитывают заранее еще до его закачки в скважину, и далее без смешения последовательно закачивается в пласт через скважину, а значит, нет вероятности ошибки при смешении компонентов непосредственно на кустовой площадке.Increasing the efficiency of oil production, as well as the safety of work on the treatment of a productive oil reservoir, is carried out due to the thermochemical effect on the reservoir, which includes an organic oxygen-containing compound reagent and control of the supply of an organic oxygen-containing compound reagent and a reaction initiator to the treated reservoir zone. The improvement of the method for controlling the supply of reagents lies in the fact that the volume of the composition, which includes the reagent and the reaction initiator, is calculated in advance even before it is injected into the well, and then, without mixing, it is sequentially injected into the formation through the well, which means that there is no possibility of an error when mixing the components directly on the well site.
Однотрубная и двухстадийная закачка состава позволяет применить стандартную фонтанную арматуру, не изменяя специально скважинное и устьевое оборудование, что снижает себестоимость проводимых работ. Кроме того, экзотермическая реакция разложения реагента органического кислородосодержащего соединения происходит непосредственно в пласте, а не в стволе скважины, что позволяет передавать всю выделившуюся тепловую энергию напрямую пластовому флюиду и разогревать коллектор пласта, достигая снижения вязкости нефти и раскольматирования призабойной зоны. Быстрое выделение большого количества тепла и газов создает в порах и трещинах давление, необходимое для расширения существующих трещин и возникновению дополнительной микротрещиноватости с интенсификацией дальнейшего проникания продуктов реакции и температуры в глубь пласта. Также при однотрубной закачке отсутствуют ограничения на объемы закачиваемого состава. Также использование закачки буферной жидкости (воды), следующей за закачкой реагента органического кислородосодержащего соединения и после закачки инициатора реакции, позволяет оттеснить зону реакции на периферию призабойной зоны, что обеспечивает безопасность проводимых работ. При этом отсутствие необходимости приготовления состава (смешивание реагента органического кислородосодержащего соединения и инициатора реакции) непосредственно на кустовой площадке перед началом закачки в скважину также обеспечивает безопасность проводимых работ. Еще одним существенным преимуществом является снижение риска спонтанного возникновения реакции разложения состава при хранении или перевозке готовых компонентов состава в металлических емкостях, например, при жаркой погоде и прямом воздействии солнечных лучей.Single-pipe and two-stage injection of the composition allows the use of standard X-mas trees without changing the well and wellhead equipment on purpose, which reduces the cost of the work performed. In addition, the exothermic decomposition reaction of the organic oxygen-containing compound reagent occurs directly in the formation, and not in the wellbore, which allows transferring all the released thermal energy directly to the formation fluid and heating the formation reservoir, achieving a decrease in oil viscosity and shattering of the bottomhole zone. The rapid release of a large amount of heat and gases creates pressure in the pores and fractures, which is necessary for the expansion of existing fractures and the appearance of additional microfractures with the intensification of further penetration of reaction products and temperature into the reservoir. Also, with single-pipe injection, there are no restrictions on the volumes of the injected composition. Also, the use of injection of a buffer liquid (water) following the injection of an organic oxygen-containing compound reagent and after injection of the reaction initiator makes it possible to push the reaction zone to the periphery of the bottomhole zone, which ensures the safety of the work being carried out. At the same time, the absence of the need to prepare the composition (mixing the reagent of an organic oxygen-containing compound and the reaction initiator) directly on the well pad before starting injection into the well also ensures the safety of the work being carried out. Another significant advantage is the reduction in the risk of a spontaneous decomposition reaction of the composition during storage or transportation of the finished components of the composition in metal containers, for example, in hot weather and direct exposure to sunlight.
На практике способ термохимического воздействия на нефтяной пласт с трудно извлекаемыми запасами осуществляют следующим образом.In practice, the method of thermochemical impact on an oil reservoir with hard-to-recover reserves is carried out as follows.
Производят монтаж оборудования ТХВ на выбранной кустовой площадке месторождения. Оборудование оснащают устройствами для контроля температуры и давления, в том числе глубинным высокотемпературным датчиком.The installation of THV equipment is carried out at the selected well pad of the field. The equipment is equipped with temperature and pressure control devices, including a deep high-temperature sensor.
Перед закачкой состава определяют приемистость пласта, а также производят первичные замеры температуры и давления в интервале перфорации скважины, в зависимости от которых определяют режимы и требуемый объем закачки состава, а также порядок подачи компонентов состава.Before injection of the composition, the injectivity of the formation is determined, and also primary measurements of temperature and pressure are made in the well perforation interval, depending on which the modes and the required volume of injection of the composition are determined, as well as the order of supply of the composition components.
В соответствии с рассчитанным объемом состава производят поэтапную двухстадийную закачку состава. При этом в качестве реагента можно использовать ди-трет-бутилпероксид, можно 1,1-ди-трет-бутилпероксициклогексан, можно дикумилпероксид, можно 2,2-ди(кумилперокси)пропан, можно изобутилкумилпероксид, можно третбутилкумилпероксид, можно н-бутилкумилпероксид, можно гидроперекись изопропилбензола, можно дицетил-пероксидикарбонат, можно третбутил-пероксинеогептаноат, можно ди (3,5,5-триметилгексаноил) пероксид, можно дилаурил-пероксид, а также инициатор реакции. Закачку реагента производят последовательно в две стадии, причем на первой стадии расход реагента для термохимического воздействия составляет 20%-25% от общего объема реагента и закачку осуществляют в следующем порядке: сначала через скважину закачивают реагент органического кислородосодержащего соединения, далее закачивают 0,25-1 м3 буферной жидкости, в качестве которой используют воду, затем подают инициатор реакции, в качестве которого используют 20-30%-ный водный раствор соляной кислоты дополнительно содержащий поверхностно-активные вещества, затем еще раз закачивают 0,25-1 м3 буферной жидкости, а на второй стадии закачивают оставшийся объем реагента органического кислородосодержащего соединения, после чего опять закачивают 0,25-1 м3 буферной жидкости.In accordance with the calculated volume of the composition, a phased two-stage injection of the composition is carried out. In this case, di-tert-butyl peroxide can be used as a reagent; 1,1-di-tert-butylperoxycyclohexane can be used; dicumyl peroxide can be used; isopropylbenzene hydroperoxide, dicetyl peroxydicarbonate, tert-butyl peroxyneoheptanoate, di(3,5,5-trimethylhexanoyl) peroxide, dilauryl peroxide, and a reaction initiator. The reagent is injected sequentially in two stages, and at the first stage the reagent consumption for thermochemical treatment is 20%-25% of the total volume of the reagent, and the injection is carried out in the following order: first, an organic oxygen-containing compound reagent is pumped through the well, then 0.25-1 m 3 buffer liquid, which is used as water, then the reaction initiator is used, which is used as a 20-30% aqueous solution of hydrochloric acid additionally containing surfactants, then 0.25-1 m 3 buffer liquid is pumped again , and at the second stage, the remaining volume of the reagent of the organic oxygen-containing compound is pumped in, after which 0.25-1 m 3 of the buffer liquid is pumped in again.
Закачка всех компонентов состава производят через одну и ту же насосно-компрессорную трубу, либо через затрубное пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорной трубой (НКТ).The injection of all components of the composition is carried out through the same tubing, or through the annulus between the production string and the tubing.
Также исключается риск возникновения аварии и порчи глубинного оборудования заказчика. Безопасность процесса закачки обеспечивается постоянным контролем реакции с помощью глубинного высокотемпературного датчика и последовательной закачкой стабильного реагента органического кислородосодержащего соединения и инициатора реакции.The risk of an accident and damage to the customer's downhole equipment is also eliminated. The safety of the injection process is ensured by constant monitoring of the reaction using a deep high-temperature sensor and sequential injection of a stable reagent of an organic oxygen-containing compound and a reaction initiator.
Пример реализации способа.An example of the implementation of the method.
Методика определения объема разогревающего составаMethod for determining the volume of the heating composition
В качестве исходных данных для определения необходимого объема подачи разогревающего состава по предлагаемому способу были выбраны геолого-физическая характеристика и физико-химические свойства флюидов, заданные в соответствии с параметрами пласта выбранного объекта и представлены в таблице 1.As the initial data for determining the required volume of supply of the heating composition according to the proposed method, the geological and physical characteristics and physicochemical properties of the fluids were selected, set in accordance with the reservoir parameters of the selected object and are presented in Table 1.
На основе проведенных лабораторных фильтрационных испытаний технологии термохимического воздействия на ПЗП разогревающим составом к предложенным объектам был определен эквивалентный объем закачиваемого разогревающего состава на 1 метр продуктивного пласта. Он находится в пределах от 0,5 т/м до 1 т/м.Based on the laboratory filtration tests of the technology of thermochemical impact on the bottomhole zone with a heating composition for the proposed objects, the equivalent volume of the injected heating composition per 1 meter of the productive formation was determined. It is in the range from 0.5 t/m to 1 t/m.
Эффективный объем разогревающего состава подбирается после расчета радиуса охвата составом околоскважинной зоны, а также по результатам термодинамического и гидродинамического моделирования процесса распределения тепла в продуктивном пласте. Оптимальный радиус охвата находится в диапазоне от 1 до 4х метров, а радиус прогрева пласта от 12 до 27 м соответственно.The effective volume of the heating composition is selected after calculating the coverage radius of the near-wellbore zone by the composition, as well as according to the results of thermodynamic and hydrodynamic modeling of the heat distribution process in the reservoir. The optimal coverage radius is in the range from 1 to 4 meters, and the formation heating radius is from 12 to 27 m, respectively.
На примере одной из скважин предложен расчет эффективности обработки ПЗС технологией термохимического воздействия разогревающим составом.On the example of one of the wells, the calculation of the efficiency of CCD processing by the technology of thermochemical action with a heating composition is proposed.
Последовательность расчета:Calculation sequence:
- расчет радиуса охвата разогревающим составом околоскважинной зоны;- calculation of the coverage radius of the heating composition near the borehole zone;
- термодинамический расчет распространения тепла в продуктивном пласте от источника;- thermodynamic calculation of heat propagation in the reservoir from the source;
- гидродинамическое моделирование распространения тепла в продуктивном пласте от источника.- hydrodynamic modeling of heat propagation in the reservoir from the source.
Для расчета площади охвата разогревающим составом используется формула:To calculate the area covered by the heating composition, the following formula is used:
гдеwhere
Q - общий объем закачиваемого состава, h - вскрытая толщина продуктивного пласта, m - пористость пласта,Q is the total volume of the injected composition, h is the penetrated thickness of the reservoir, m is the porosity of the reservoir,
kн - коэффициент нефтенасыщенности пласта,kn - reservoir oil saturation coefficient,
ρн.пов - плотность нефти в поверхностных условиях,ρn.pov - density of oil in surface conditions,
θ - пересчетный коэффициентθ - conversion factor
Объем продавливаемого в пласт разогревающего состава выбираем как среднее значение эквивалентного объема закачки, а именно 0,75 т/м. Толщина пласта составляет 34 метра, а значит суммарный объем закачиваемого состава составит 25,5 тонн (20 тонн реагента, 3,5 т.- водного раствора соляной кислоты, 2 т - буферной жидкости).The volume of the heating composition forced into the reservoir is chosen as the average value of the equivalent injection volume, namely 0.75 t/m. The reservoir thickness is 34 meters, which means that the total volume of the injected composition will be 25.5 tons (20 tons of reagent, 3.5 tons of hydrochloric acid aqueous solution, 2 tons of buffer liquid).
После подстановки значений в формулу получим площадь распространения разогревающего состава в процессе его закачки в пласт, равное 5,25 м2. Радиус составит 1,29 м.After substituting the values into the formula, we obtain the distribution area of the heating composition during its injection into the formation, equal to 5.25 m 2 . The radius will be 1.29 m.
Далее на основе проведенных фильтрационных исследований разогревающего состава на различных образцах керна получены распределения теплового фронта после инициации термохимической реакции.Further, based on the conducted filtration studies of the heating composition on various core samples, the distributions of the thermal front after the initiation of the thermochemical reaction were obtained.
Для терригенных и карбонатных коллекторов график распределения теплового поля представлен на Фиг. 1 и Фиг. 2 соответственно.For terrigenous and carbonate reservoirs, the plot of the thermal field distribution is shown in Fig. 1 and FIG. 2 respectively.
Для оценки степени прогрева пласта в скважине по предлагаемому способу была создана радиальная гидродинамическая модель в программном комплексе Eclipse 100 (Schlumberger). Созданная модель для оценки распределения теплового поля была построена на основе геолого-физической характеристики выбранного объекта нефтяного месторождения. Радиус модели принят равным 400 м, толщина 34 м.To assess the degree of formation heating in the well according to the proposed method, a radial hydrodynamic model was created in the Eclipse 100 software package (Schlumberger). The created model for assessing the distribution of the thermal field was built on the basis of the geological and physical characteristics of the selected oil field object. The radius of the model is taken equal to 400 m, the thickness is 34 m.
Межскважинная неоднородность пласта по проницаемости задавалась согласно нормальному закону распределения со средним значением проницаемости 0,355 мкм2.The interwell heterogeneity of the formation in terms of permeability was set according to the normal distribution law with an average permeability value of 0.355 µm 2 .
При создании гидродинамической модели имитировалась закачка разогревающего состава 25,5 тонн.When creating a hydrodynamic model, the injection of a heating composition of 25.5 tons was simulated.
При анализе результатов гидродинамического моделирования учитывались данные фильтрационных исследований состава и реологических показателей высоковязкой нефти в зависимости от изменения температуры Фиг. 2.When analyzing the results of hydrodynamic modeling, data from filtration studies of the composition and rheological parameters of high-viscosity oil depending on temperature changes were taken into account. 2.
В процессе моделирования термохимического воздействия на пласт были учтены такие параметры, как тепловой поток, энергетическая и кинетическая составляющие от разложения компонентов состава. Результаты гидродинамического моделирования представлены на Фиг. 3 и Фиг. 4.In the process of modeling the thermochemical impact on the formation, such parameters as heat flow, energy and kinetic components from the decomposition of the composition components were taken into account. The results of hydrodynamic simulation are shown in Fig. 3 and FIG. four.
Claims (4)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2776539C1 true RU2776539C1 (en) | 2022-07-22 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2823935C1 (en) * | 2023-11-02 | 2024-07-30 | Общество с ограниченной ответственностью "Платум" | Method of heating formation with high-viscosity and bituminous oil |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2126084C1 (en) * | 1997-06-30 | 1999-02-10 | Евгений Николаевич Александров | Method for thermochemical treatment of bottom-hole zone of bed |
| RU2399752C1 (en) * | 2009-03-27 | 2010-09-20 | Александр Яковлевич Хавкин | Method of thermochemical action on porous medium |
| RU2401941C1 (en) * | 2009-06-05 | 2010-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ОАО "Татнефть") | Procedure for thermo-chemical treatment of oil formation |
| WO2012025150A1 (en) * | 2010-08-24 | 2012-03-01 | Tctm Limited | Method and apparatus for thermally treating an oil reservoir |
| US20120305255A1 (en) * | 2011-05-31 | 2012-12-06 | Victor Borisovich Zavolzhskiy | Method of Treating the Near-Wellbore Zone of the Reservoir |
| RU2615543C2 (en) * | 2014-12-19 | 2017-04-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Energy-gas-forming composition and processing technology of bottom-hole zone of productive stratum |
| RU2696714C1 (en) * | 2018-06-14 | 2019-08-05 | Акционерное общество "Сибнефтемаш" | Method for thermo-chemical treatment of oil reservoir |
| RU2721200C1 (en) * | 2019-12-09 | 2020-05-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for thermo-chemical treatment of oil reservoir |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2126084C1 (en) * | 1997-06-30 | 1999-02-10 | Евгений Николаевич Александров | Method for thermochemical treatment of bottom-hole zone of bed |
| RU2399752C1 (en) * | 2009-03-27 | 2010-09-20 | Александр Яковлевич Хавкин | Method of thermochemical action on porous medium |
| RU2401941C1 (en) * | 2009-06-05 | 2010-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ОАО "Татнефть") | Procedure for thermo-chemical treatment of oil formation |
| WO2012025150A1 (en) * | 2010-08-24 | 2012-03-01 | Tctm Limited | Method and apparatus for thermally treating an oil reservoir |
| US20120305255A1 (en) * | 2011-05-31 | 2012-12-06 | Victor Borisovich Zavolzhskiy | Method of Treating the Near-Wellbore Zone of the Reservoir |
| RU2615543C2 (en) * | 2014-12-19 | 2017-04-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Energy-gas-forming composition and processing technology of bottom-hole zone of productive stratum |
| RU2696714C1 (en) * | 2018-06-14 | 2019-08-05 | Акционерное общество "Сибнефтемаш" | Method for thermo-chemical treatment of oil reservoir |
| RU2721200C1 (en) * | 2019-12-09 | 2020-05-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for thermo-chemical treatment of oil reservoir |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2823935C1 (en) * | 2023-11-02 | 2024-07-30 | Общество с ограниченной ответственностью "Платум" | Method of heating formation with high-viscosity and bituminous oil |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2990160C (en) | Well testing | |
| US11454098B2 (en) | Methods for wellbore formation using thermochemicals | |
| US10066156B2 (en) | Supercritical carbon dioxide emulsified acid | |
| US9938191B2 (en) | Establishing control of oil and gas producing wellbore through application of self-degrading particulates | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| RU2696714C1 (en) | Method for thermo-chemical treatment of oil reservoir | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| US10259988B2 (en) | Polymer hydration system and method | |
| RU2776539C1 (en) | Method for thermochemical treatment of oil reservoir with hard to recover reserves | |
| WO2016065478A1 (en) | Dynamic loading and thermal fracturing of hydrocarbon formations | |
| Chizhov et al. | Hydraulically perfect modes of injection of grouting mixtures when isolating absorbing formations | |
| US3326289A (en) | Process for treating formations with sulfur dioxide solutions | |
| RU2261981C1 (en) | Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well | |
| WO2023172823A2 (en) | Strengthening fracture tips for precision fracturing | |
| RU2235870C1 (en) | Method for increasing well productiveness | |
| Smith et al. | Fracture Acidizing in High Temperature Limestone | |
| Sun et al. | A case study of hydraulic fracturing in ordos shale under the combined use of CO2 and gelled fluid | |
| RU2823935C1 (en) | Method of heating formation with high-viscosity and bituminous oil | |
| RU2813270C1 (en) | Method for treating bottomhole and remote zones of oil and gas bearing formation | |
| Mancillas et al. | Stimulation of the Ekofisk | |
| RU2494243C1 (en) | Well operation intensification method | |
| RU2742090C1 (en) | Method of pumping binary mixtures into formation | |
| Rodvelt | Halliburton Energy Services, Canonsburg, PA, United States | |
| Kozlov et al. | Repair and Insulating Works Using the Grouting Material “FORT” by “SNK” LLC | |
| Fuhrberg | RP 5 well completion and stimulation |