Up to date technologies for enhanced recovery of - - PowerPoint PPT Presentation

Up ¡to ¡date ¡technologies ¡ ¡ ¡ for ¡enhanced ¡recovery ¡of ¡ ¡HTR ¡oil ¡and ¡gas ¡reserves ¡

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Technology ¡

Combina:on ¡of ¡thermal, ¡mechanical ¡and ¡chemical ¡ ¡impact ¡

Controled ¡ mul:stage ¡ thermal ¡ and ¡ chemical ¡ process ¡ is ¡ defined ¡ by ¡ crea:on ¡ in ¡ the ¡ near ¡ wellbore ¡ area ¡ ac:ve ¡ gases, ¡ primarily ¡ hydrogen, ¡ high ¡ temperature ¡ and ¡ pressure, ¡ fracturing ¡and ¡high ¡temperature ¡acid ¡ vapour ¡ (HCl, ¡ HNO3 ¡ and ¡ some:mes ¡ HF) ¡treatment ¡of ¡the ¡porous ¡media. ¡ Stage ¡ ¡ acid ¡ neutraliza:on ¡ and ¡ surfactants ¡ provide ¡ long ¡ term ¡ posi:ve ¡results. ¡ ¡

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Scien:fic ¡– ¡experimental ¡fundamentals ¡

Active Hydrogen impact on the core properties Combustion of metal fuels Cracking and heavy oil hydrocracking modeling process during gases treatment Hydrogen influence on formation permeability and diffusion Tests with hydro reacting components at pressures up to 60 MPa Heat and mass transfer in the cylinder

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Laboratory ¡tests ¡ ¡

Hydrogen ¡and ¡thermal ¡pressure ¡chemical ¡impact ¡

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Hydrogen ¡influence ¡tests ¡ ¡

Core ¡permeability ¡ ¡

Sample ¡collec*on ¡for ¡ chromatography ¡tests ¡ ¡ Sample ¡ ¡ ¡ Pressure ¡ gauge ¡

¡

Insula*on ¡

¡

Seal ¡assembly ¡

¡

Thermo cable Ar (argon) Temperature controller Gas generator N2, NO, CO2, NO2 CO2 H2 H2 identifier

Т=80 ºС

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Hydrogen ¡influence ¡permeability ¡test ¡results ¡

Р, МПа Тип gas

0,5 1,0 1,5 2,0 2,5

Modeling gas

• Modeling gas

+ 5% Н2

• Н2

Н2

Modeling gas + 10% Н2

• H2

H2, N2 H2, NO, N2

Modeling gas + 20% Н2

Н2 Н2 H2, NO H2, NO, NO3, N2 H2, NO, NO3, N2,CO2

Approved, that hydrogen, especially active is activator of the diffusion processes and increases the

permeability of the formations 3 – 4 times. The permeability of the tight formations increases and remain after the treatment average from 0,023 – 0,035 to 0,055 – 0,065 mcm2.

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Abnormal ¡hydrogen ¡proper:es ¡

Analysis grid Н2

Potential formation area destruction diagram during the gas treatment а) – Р = 1,5 МПа, б) – Р = 2 МПа, в) – Р = 2,5 МПа

Hydrogen mass distribution In core cross section CO, CO2, NO, NO2 и H2 Equivalent tension in the formation during the gas treatment(Mesis)

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HRA ¡combus:on ¡heat ¡stroke ¡ ¡

Core destruction after the hydrogen treatment

Permeability of tight cores (with clays) after the hydrogen treatment increases and lasts after the treatment In this case from 0,023 – 0,035 mcm2 to 0,055 – 0,065 mcm2. Thermal field Thermal single pore space deformation due to the heat stroke 1) Heat stroke

Pore media heats up fast and temperature deformations are created

2) Colmatant disconnection

Immediate heat transfer changes from colmatant to formation

3) Hot hydrogen colmatant treatment

Colmatant fast heat up with state of aggregation change

4) Hot hydrogen filtration through pore media

Pressure drop at the exit from the pore (pore is deformed)

5) Pore is damaged by the alternate deformation Colmatant is squeezed from the pore 6) Pore treatment by the hot acids

Permeability increases in the near wellbore area

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Fluid ¡exposure ¡

Multifunctional exposure of hydrogen thermochemical reaction to high molecular hydrocarbons and its components

Equipment for tests ¡ IR–range of oil prior the treatment IR–range of oil after the treatment

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HRA ¡reac:on ¡with ¡water ¡

HRA

Amount of hydrogen evolved with 1kg of HRA (theor. / exper.), ¡ kg ¡ Reaction heat per 1kg of HRA (specific), ¡ kJ ¡ Reaction rate (hydrogen emission from single-unit surface of HRA), ¡ kg /(m2⋅s) ¡

Al ¡ac*vated 0,094 ¡/ ¡0,075 15942,3 0,0008 Li 0,145 ¡/ ¡0,137 28655,4 0,0015 LiH 0,253 ¡/ ¡0,151 36447,8 0,0074 CaH2 0,096 ¡/ ¡– 5392,7 0,035 50 ¡% ¡Al ¡+ ¡50 ¡%LiH 0,182 ¡/ ¡0,118 26220,7 0,0017 LiAlH4 0,212 ¡/ ¡– ∼16500,7 – 50 ¡% ¡Al ¡+ ¡50 ¡% ¡NaH 0,093 ¡/ ¡0,068 42564,5 0,069 NaAlH4 0,143 ¡/ ¡0,136 7583,9 0,038

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Hydrogen ¡and ¡thermochemical ¡impact ¡ process ¡

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Process ¡control ¡

Temperature ¡record ¡during ¡the ¡well ¡s:mula:on ¡in ¡the ¡fracking ¡mode ¡

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Technical ¡procedure ¡

Pumping ¡and ¡mixing ¡ process ¡ ¡

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Technical ¡procedure ¡-­‑2 ¡ ¡ ¡

H2 ¡– ¡increases ¡gas ¡ and ¡vapor ¡ permeability ¡and ¡ improves ¡ac:on ¡of ¡ the ¡ac:ve ¡gases ¡(CO, ¡ ¡ CO2, ¡NO2 ¡, ¡ ¡NH3) ¡-­‑ ¡ ¡ Heat ¡up ¡porous ¡ media, ¡CO2 ¡reduce ¡ the ¡viscosity ¡of ¡the ¡

• il. ¡Start ¡acid ¡

composi:on. ¡

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Technical ¡process ¡– ¡3 ¡ ¡

Temperature ¡increase, ¡ hot ¡gases ¡treatment ¡ (HCl, ¡HNO3, ¡HF), ¡ ¡local ¡ combus:on ¡of ¡the ¡ hydrogen ¡in ¡oxigen ¡ with ¡fracturing ¡–salt ¡ dissolu:on ¡of ¡mineral ¡ part ¡of ¡the ¡forma:on, ¡ mud, ¡paraffins ¡and ¡

• asphalts. ¡

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Technical ¡process ¡– ¡4 ¡ ¡

Temperature ¡ increases, ¡oil, ¡ paraffins ¡and ¡ asphalts ¡ hydrocracking ¡ ¡ нефти ¡with ¡ hydrogen ¡

• presence. ¡ ¡

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Technical ¡process ¡– ¡5 ¡ ¡

Neutraliza:on, ¡ ¡ surfactants ¡ treatments ¡

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Job ¡procedure ¡

Data ¡collec:on ¡and ¡analysis ¡ Well ¡data ¡and ¡forma:on ¡damage ¡analysis ¡ Technology ¡adop:on ¡to ¡the ¡current ¡condi:ons ¡ Socware ¡treatment ¡modeling ¡; ¡ Fluids ¡design ¡for ¡the ¡treatment; ¡ ¡ Results ¡forecas:ng ¡acer ¡the ¡treatment ¡

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Math ¡modeling ¡

Calculation area NWA 3х3х0,5 m (а) and perforation area(б) Analysis grid with configuration discription near well bore area (2001322 grid) (3х3х0,5 m) Example of calculations to estimate production increase prior (а) and after thermochemical treatment (б, в)

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Modeling ¡results ¡

(τ = 900 с) (τ = 1500 с) (τ = 3000 с)

Example: temperature changes in the near well bore area under the impact of gases СО, СО2, NO, N2O, H2

(Mode Рg = 2.2 MPa, Тg = 765 К, Qg = 0.0092 kg/sec)

(τ = 500 с) (τ = 1500 с) (τ = 3000 с)

Example hydrogen mass portion changes in the near wellbore area under the impact of gases

(Mode Рg = 2.2 МПа, Тg = 765 К, Qg = 0.0092 kg/sec)

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Advantages ¡

• Main ¡agent ¡– ¡mixture ¡of ¡hot ¡gases, ¡with ¡atomic ¡and ¡

molecular ¡hydrogen ¡

• Oxidant ¡– ¡water ¡ ¡ ¡
• Thermo ¡dynamic ¡ ¡poten:al ¡is ¡realized ¡in ¡the ¡forma:on; ¡ ¡
• Influence ¡of ¡the ¡reac:on ¡products ¡to ¡the ¡forma:on ¡and ¡
• il ¡and ¡gas ¡is ¡mul:func:onal, ¡mainly ¡chemical ¡ ¡

– Hydrocracking; ¡ ¡ – Hot ¡acid-­‑alcaline ¡treatment ¡and ¡pore ¡media ¡deforma:on; ¡ – Fracking ¡and ¡ ¡surfactants ¡treatment ¡ ¡

• S:mula:on ¡fluids ¡and ¡reac:on ¡components ¡are ¡

environment ¡friendly ¡

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Results ¡

Well ¡№ ¡58-­‑88 ¡Dacin ¡oilfield ¡(China) ¡ ¡ treated ¡21.11.2009 ¡ ¡ ¡ Prior ¡treatment ¡ ¡-­‑ ¡ ¡ ¡2.8 ¡t/day ¡ ¡ ¡ Acer ¡treatment ¡ ¡ ¡-­‑ ¡15.0 ¡t/day ¡ ¡ Well ¡№ ¡58-­‑88 ¡Dacin ¡oilfield ¡(China) ¡ ¡ treated ¡21.11.2009 ¡ ¡ ¡ ¡ Prior ¡treatment ¡ ¡ ¡-­‑ ¡4.6 ¡t/day ¡ Current ¡ ¡ ¡-­‑ ¡ ¡9.2 ¡t/day ¡

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Results ¡

Well ¡№ ¡811 ¡(Barsa ¡Gelmes, ¡ ¡Turkmenistan) ¡ ¡ Prior ¡treatment ¡ ¡– ¡2 ¡t/day ¡with ¡47% ¡Н2О ¡ ¡ Acer ¡treatment ¡– ¡13 ¡t/day ¡with ¡20% ¡Н2О ¡ ¡ ¡ since ¡25.08.2010 ¡is ¡working ¡ ¡ ¡

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Results ¡

Well ¡№ ¡185 ¡Uvarovskoe ¡ Prior ¡treatment ¡ ¡ ¡– ¡0 ¡t/day ¡ Acer ¡treatment ¡ ¡– ¡23 ¡t/day ¡ ¡ Well ¡№ ¡84 ¡Smaginskoe ¡ ¡ Prior ¡treatment ¡ ¡–2.5 ¡t/day ¡ Acer ¡treatment ¡ ¡– ¡8.9 ¡t/day ¡ ¡ ¡ ¡

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Results ¡ ¡

Well ¡ХХХ ¡(15.11.2013) ¡ Skin-­‑effect ¡prior ¡treatment ¡– ¡6 ¡ ¡ Skin-­‑effect ¡acer ¡treatment ¡– ¡(-­‑1) ¡ ¡ Produc:vity ¡before ¡ ¡– ¡1.37 ¡m3/day*MPa ¡ Produc:vity ¡acer ¡– ¡2.4 ¡m3/day*MPa ¡ ¡ ¡ ¡ ¡

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Results ¡– ¡oil ¡fringe ¡

Well ¡ХХХ ¡ ¡ Before ¡treatment ¡– ¡7.8 ¡m3/day ¡ ¡ ¡ ¡ Acer ¡treatment ¡– ¡44 ¡m3/day ¡ ¡ ¡