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

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

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, ¡ HNO 3 ¡ and ¡ some:mes ¡ HF) ¡treatment ¡of ¡the ¡porous ¡media. ¡ Stage ¡ ¡ acid ¡ neutraliza:on ¡ and ¡ surfactants ¡ provide ¡ long ¡ term ¡ posi:ve ¡results. ¡ ¡ 2

Scien:fic ¡– ¡experimental ¡fundamentals ¡ Cracking and heavy oil hydrocracking modeling Active Hydrogen impact on the core Tests with hydro reacting components at process during gases treatment properties pressures up to 60 MPa Hydrogen influence on formation Heat and mass transfer in the cylinder Combustion of metal fuels permeability and diffusion 3

Laboratory ¡tests ¡ ¡ Hydrogen ¡and ¡thermal ¡pressure ¡chemical ¡impact ¡ 4

Hydrogen ¡influence ¡tests ¡ ¡ Core ¡permeability ¡ ¡ Pressure ¡ gauge ¡ ¡ Thermo cable Insula*on ¡ ¡ Seal ¡assembly ¡ ¡ H 2 Sample ¡ ¡ ¡ H 2 identifier Sample ¡collec*on ¡for ¡ chromatography ¡tests ¡ ¡ Т =80 º С CO 2 Ar (argon) Gas generator N 2 , NO, CO 2 , NO 2 Temperature controller 5

Hydrogen ¡influence ¡permeability ¡test ¡results ¡ Р , МПа Тип gas 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 Modeling gas ----- ----- ----- ----- ----- Modeling gas + ----- ----- ----- Н 2 Н 2 5% Н 2 Modeling gas + ----- ----- H 2 H 2 , N 2 H 2 , NO, N 2 10% Н 2 Modeling gas + Н 2 Н 2 H 2 , NO H 2 , NO, H 2 , NO, 20% Н 2 NO 3, N 2 NO 3 , N 2 ,CO 2 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 mcm 2 . 6

Abnormal ¡hydrogen ¡proper:es ¡ Н 2 Analysis grid а ) – Р = 1,5 МПа , б ) – Р = 2 МПа , в ) – Р = 2,5 МПа Hydrogen mass distribution Potential formation area destruction diagram during In core cross section the gas treatment CO, CO 2 , NO, NO 2 и H 2 7 Equivalent tension in the formation during the gas treatment(Mesis)

HRA ¡combus:on ¡heat ¡stroke ¡ ¡ Thermal field Thermal single pore space deformation due to the heat stroke 1) Heat stroke 2) Colmatant disconnection 3) Hot hydrogen colmatant treatment Pore media heats up fast and temperature Immediate heat transfer changes from Colmatant fast heat up deformations are created colmatant to formation with state of aggregation change 4) Hot hydrogen filtration 5) Pore is damaged by the 6) Pore treatment by the hot acids through pore media alternate deformation Colmatant is squeezed from the pore Permeability increases in the near wellbore area Pressure drop at the exit from the pore (pore is deformed) 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. 8

Fluid ¡exposure ¡ Multifunctional exposure of hydrogen thermochemical reaction to high molecular hydrocarbons and its components IR–range of oil prior the treatment Equipment for tests ¡ IR–range of oil after the treatment 9

HRA ¡reac:on ¡with ¡water ¡ Reaction rate Amount of hydrogen Reaction heat (hydrogen emission HRA evolved with 1kg of per 1kg of HRA from single-unit HRA (theor. / exper.), ¡ (specific), ¡ surface of HRA), ¡ kg ¡ kJ ¡ kg /(m 2 ⋅ 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 CaH 2 0,096 ¡/ ¡– 5392,7 0,035 50 ¡% ¡Al ¡+ ¡50 ¡%LiH 0,182 ¡/ ¡0,118 26220,7 0,0017 LiAlH 4 0,212 ¡/ ¡– ∼ 16500,7 – 50 ¡% ¡Al ¡+ ¡50 ¡% ¡NaH 0,093 ¡/ ¡0,068 42564,5 0,069 NaAlH 4 0,143 ¡/ ¡0,136 7583,9 0,038 10

Hydrogen ¡and ¡thermochemical ¡impact ¡ process ¡ 11

Process ¡control ¡ Temperature ¡record ¡during ¡the ¡well ¡s:mula:on ¡in ¡the ¡fracking ¡mode ¡ 12

Technical ¡procedure ¡ Pumping ¡and ¡mixing ¡ process ¡ ¡ 13

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 ¡ oil. ¡Start ¡acid ¡ composi:on. ¡ 14

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. ¡ 15

Technical ¡process ¡– ¡4 ¡ ¡ Temperature ¡ increases, ¡oil, ¡ paraffins ¡and ¡ asphalts ¡ hydrocracking ¡ ¡ нефти ¡with ¡ hydrogen ¡ presence. ¡ ¡ 16

Technical ¡process ¡– ¡5 ¡ ¡ Neutraliza:on, ¡ ¡ surfactants ¡ treatments ¡ 17

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 ¡ 18

Math ¡modeling ¡ Analysis grid with configuration discription Calculation area NWA 3 х 3 х 0,5 m ( а ) and near well bore area perforation area( б ) (2001322 grid) (3 х 3 х 0,5 m) Example of calculations to estimate production increase prior ( а ) and after thermochemical treatment ( б , в ) 19

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 , СО 2 , NO, N 2 O, H 2 (Mode Р g = 2.2 MPa, Т g = 765 К , Q g = 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 Р g = 2.2 МПа , Т g = 765 К , Q g = 0.0092 kg/sec) 20

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 ¡ oil ¡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 ¡ 21

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 ¡ 22

Results ¡ Well ¡№ ¡811 ¡(Barsa ¡Gelmes, ¡ ¡Turkmenistan) ¡ ¡ Prior ¡treatment ¡ ¡– ¡2 ¡t/day ¡with ¡47% ¡Н 2 О ¡ ¡ Acer ¡treatment ¡– ¡13 ¡t/day ¡with ¡20% ¡Н 2 О ¡ ¡ ¡ since ¡25.08.2010 ¡is ¡working ¡ ¡ ¡ 23

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 ¡ ¡ ¡ 24 ¡