RU2030568C1 - Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта - Google Patents
Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2030568C1 RU2030568C1 SU5021919A RU2030568C1 RU 2030568 C1 RU2030568 C1 RU 2030568C1 SU 5021919 A SU5021919 A SU 5021919A RU 2030568 C1 RU2030568 C1 RU 2030568C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- hydrochloric acid
- steam
- zone
- well
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 55
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 15
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 47
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 33
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 18
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 33
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 abstract description 16
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 15
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 12
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 abstract description 8
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 6
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 6
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 6
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 abstract description 6
- 239000000843 powder Substances 0.000 abstract description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 5
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 abstract description 4
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 abstract description 4
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 abstract description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 abstract description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 abstract description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 abstract description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 2
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 abstract 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 11
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 9
- GANNOFFDYMSBSZ-UHFFFAOYSA-N [AlH3].[Mg] Chemical compound [AlH3].[Mg] GANNOFFDYMSBSZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 5
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 5
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 3
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 2
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical compound [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-CONNIKPHSA-N N[20C](=O)N Chemical compound N[20C](=O)N XSQUKJJJFZCRTK-CONNIKPHSA-N 0.000 description 1
- MGQIWUQTCOJGJU-UHFFFAOYSA-N [AlH3].Cl Chemical compound [AlH3].Cl MGQIWUQTCOJGJU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PPBAJDRXASKAGH-UHFFFAOYSA-N azane;urea Chemical compound N.NC(N)=O PPBAJDRXASKAGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- KRVSOGSZCMJSLX-UHFFFAOYSA-L chromic acid Substances O[Cr](O)(=O)=O KRVSOGSZCMJSLX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- AWJWCTOOIBYHON-UHFFFAOYSA-N furo[3,4-b]pyrazine-5,7-dione Chemical compound C1=CN=C2C(=O)OC(=O)C2=N1 AWJWCTOOIBYHON-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 238000005381 potential energy Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Способ позволяет повысить безопасность проведения термохимических обработок призабойной зоны пласта: исключает возможность выпадения в стволе скважины твердых частиц реагента и неуправляемого повышения давления в скважине при реагировании выпавших частиц реагента с закачиваемой соляной кислотой, а также позволяет расширить ассортимент реагентов, используемых при проведении термохимических обработок призабойной зоны нефтяного пласта. Это достигается тем, что вместо извесных реагентов (порошок алюминия, магния) применяется закачка в призабойную зону пласта водного раствора карбамида, для разложения которого предварительно в пласт вводится пар или паровоздушная смесь, за счет чего призабойную зону пласта нагревают до температуры 150°С и выше; карбамид разлагается с образованием аммиака, который реагирует в пласте с закачиваемой соляной кислотой, а выделяющимся при этом теплом дополнительно нагревается порода призабойной зоны пласта. Продукты разложения карбамида (аммиак, углекислый газ), а также реакции соляной кислоты с аммиаком (хлористый аммоний) позволяет улучшить очистку породы, что способствует увеличению дебита скважины и коэффициента нефтеотдачи пласта. 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и применяется для увеличения продуктивности скважин и нефтеотдачи пласта.
Известен способ тепловой обработки призабойной зоны нефтенасыщенного пласта (авт. св. N 570700), основанный на последовательной закачке в пласт перекиси водорода, буферной жидкости, хромовой кислоты и водовоздушной пены. Однако использование данного изобретения требует дополнительных мер безопасности в процессе транспорта, хранения и закачки в пласт указанных реагентов. Применение перекиси водорода может создать взрывоопасную ситуацию в скважине как в процессе закачки реагентов в скважину, так и при освоении скважины. Кроме того, данный способ не позволяет осуществлять комплексного термохимического воздействия на карбонатные породы.
Наиболее близким по сущности к предлагаемому изобретению является способ термохимической обработки призабойной зоны пласта, согласно которому в призабойную зону пласта последовательно закачивают суспензию алюминия (магния) в углеводородной жидкости, первую (буферную) порцию воздуха, раствор соляной кислоты и вторую порцию воздуха. Недостатком данного способа является то, что при низкой приемистости обрабатываемой скважины и наличии в применяемом порошке алюминия (магния) крупных частиц, как показал опыт, происходит выпадение этих частиц на забое скважины с образованием в скважине пробок из порошка алюминия (магния). При последующей подаче в скважину соляной кислоты последняя начинает реагировать с алюминием (магнием), находящимся на забое скважины, здесь происходит повышение температуры, приводящее к выделению из жидкостей паров. В случае низкой приемистости скважины продукты реакции (водород), а также пары углеводородов не успевают уходить в пласт, вследствие этого в стволе скважины создается давление, превышающее предельно допустимое для насосно-компрессорных труб и установленного на устье оборудования. Кроме того, порошок алюминия (магния) является дефицитным материалом и не всегда возможно его приобрести и доставить в нефтедобывающие районы.
Целью изобретения является повышение безопасности процесса термохимических обработок призабойной зоны пласта и расширение ассортимента материалов, применяемых при проведении этих обработок.
Достигается это тем, что в известном способе термохимической обработки призабойной зоны пласта, включающем последовательную закачку в пласт реагирующих с выделением тепла компонентов: суспензии алюминия (магния) на углеводородной основе, буфера (первой порции воздуха), раствора соляной кислоты, второй порции воздуха, вместо суспензии алюминия осуществляют последовательную закачку пара (или паровоздушной смеси) и водного раствора карбамида, который паром или паровоздушной смесью продавливают в пласт.
Существенным отличием данного способа термохимической обработки призабойной зоны пласта от прототипа является закачка в качестве одного из компонентов (перед закачкой соляной кислоты) вместо суспензии (порошка алюминия или магния в жидких углеводородах) водного раствора карбамида, не содержащего твердых частиц. Вследствие этого на забое скважины и в призабойной зоне пласта, нагреваемой до температуры выше 150оС (температура разложения карбамида) закачкой пара или паровоздушной смеси, исключается образование пробок из твердых частиц реагента, что повышает безопасность проведения работ.
Закачанный в пласт карбамид при контактировании с нагретой породой и паром нагревается и при достижении температуры 150оС разлагается.
Разложение карбамида происходит по формуле
CO(NH2)2 + H2O = 2NH3 + CO2. Продуктами разложения карбамида являются углекислый газ и аммиак.
CO(NH2)2 + H2O = 2NH3 + CO2. Продуктами разложения карбамида являются углекислый газ и аммиак.
При последующей закачке в пласт раствора соляной кислоты последняя реагирует с аммиаком по формуле
NH3+HCl=NH4Cl+176,4
В результате после разложения 1 кг карбамида и реагирования образовавшегося аммиака с соляной кислотой выделяется 6,2 МДж тепловой энергии. За счет этого повышается температура в призабойной зоне пласта на величину
ΔT =
где Н - количество тепла, выделяющееся при реагировании 1 кг аммиака с соляной кислотой (Н = 10400 КДж/кг);
b - концентрация аммиака в воде, мас. %;
ρ - плотность воды, кг/м3;
m - пористость породы;
Sж - насыщенность породы водой;
Кисп - коэффициент использования аммиака;
(с(C
)п)п - объемная теплоемкость породы с насыщающей ее жидкостью.
NH3+HCl=NH4Cl+176,4
ΔT =
b - концентрация аммиака в воде, мас. %;
ρ - плотность воды, кг/м3;
m - пористость породы;
Sж - насыщенность породы водой;
Кисп - коэффициент использования аммиака;
(с(C
Дополнительное повышение температуры в призабойной зоне пласта способствует увеличению темпа отбора нефти, коэффициента нефтеизвлечения. Таким образом, применение вместо суспензии алюминия (магния) водного раствора карбамида (в сочетании с его нагревом в пласте) расширяет диапазон реагентов, используемых для термохимической обработки призабойной зоны пласта при одновременном повышении безопасности процесса проведения обработок.
Способ иллюстрируется чертежом. Выбранную для проведения обработки скважину 1 промывают водой и углеводородной жидкостью, очищают от отложений смол и парафина стенки колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), забой скважины, призабойную зону. Исследуют скважину на продуктивность. Поднимают из скважины насосно-компрессорные трубы. Шаблонируют эксплуатационную колонну шаблоном под пакер. Спускают в скважину 1 насосно-компрессорные трубы 2 с пакером 3, пусковым клапаном 4 и забойным клапаном-отсекателем 5. Устанавливают пакер над продуктивным пластом. Подключают к затрубному пространству скважины компрессор и вытесняют воздухом из затрубного пространства и НКТ воду, заменяя ее на воздух. На устье над задвижкой 6 устанавливают обратный клапан 7. К выкиду 8 подключают воздушный компрессор 9, парогенератор 10, насосные агрегаты 11, 12, к которым подключают передвижные емкости 13, 14. На выкидных линиях от компрессора, парогенератора, насосных агрегатов устанавливают обратные клапаны 15. На устье скважины устанавливают манометры 16, термометр 17. В емкости 13 растворяют в воде карбамид. В зависимости от температуры воды растворимость карбамида изменяется, увеличиваясь с ростом температуры. При температуре 20оС в 1 м3 воды растворяется 1000 кг карбамида. В емкости 14 находится раствор соляной кислоты (концентрации 20-24 мас.%). Начинают закачку в скважину пара (от парогенератора 10) или одновременно пара (от парогенератора 10) и воздуха (от компрессора 9). Объем и темп закачки данных агентов должен быть достаточным, чтобы обеспечить нагрев породы вокруг скважины в пределах призабойной зоны, радиусом 0,5-2,0 м, до температуры выше 150оС. Затем прекращают закачку пара (или парогазовой смеси) и начинают закачку насосным агрегатом 11 водного раствора карбамида. После ввода в пласт расчетного объема раствора каpбамида его закачку прекращают и начинают закачивать вторую порцию пара (или парогазовой смеси), а затем вводят в пласт буферную порцию воздуха. После этого насосным агрегатом 12 начинают закачку в скважину соляной кислоты. Объем закачанной соляной кислоты должен быть достаточным, чтобы прореагировал с ней весь аммиак, выделившийся в призабойной зоне пласта при разложении карбамида. Затем закачку соляной кислоты прекращают и компрессором 9 начинают подачу в скважину заключительной порции воздуха.
Вводимый в призабойную зону пласта воздух как в смеси с паром, так и без пара (в буферной и заключительных порциях) позволяет лучше очистить породу от содержавшейся там жидкости перед закачкой в пласт раствора карбамида (за счет повышенного фильтрационного сопротивления при закачке смеси воздуха с паром и образовавшимся из него конденсатом временно создается повышенный перепад давления в призабойной зоне пласта, вследствие чего охватываются вытеснением и очищаются низкопроницаемые интервалы, кроме того, часть жидкости может в потоке горячего воздуха испариться). Поступивший в обрабатываемую зону пласта вместе с воздухом кислород расходуется на окисление углеводородов, что позволяет получить дополнительное тепло. Образующиеся в призабойной зоне пласта после обработки скважины продукты разложения карбамида (аммиак и углекислый газ), реакции аммиака с соляной кислотой (NH4Cl - хлористый аммоний), а также реакции кислорода с углеводородами (органические кислоты, кетоны и т.п.), сами являются хорошими вытесняющими агентами, а в сочетании с повышенной температурой их растворяющие и вытесняющие свойства усиливаются, что положительно влияет на добычу нефти.
После выдержки на протекание реакций капиллярную пропитку, прогрев породы (в течение от 2 до 15 сут) скважину осваивают и вводят в эксплуатацию. При освоении и в течение 5-10 сут последующей эксплуатации необходимо отбирать пробы попутного газа и анализировать их на содержание кислорода. Если содержание кислорода в газе будет превышать 5 об.%, освоение (или эксплуатацию) скважины прекращают, ствол скважины заполняют водой и оставляют в таком состоянии еще на 3-5 сут для завершения окислительного процесса.
В результате применения описанного выше способа расширяется ассортимент реагентов, которые можно применять при термохимической обработке призабойной зоны пласта (вместо дефицитных алюминия и магния - раствор карбамида). Количество тепла, выделяющееся в результате реагирования с соляной кислотой аммиака, выделившегося при предварительном нагреве карбамида в породе (10400 кДж/кг), не сильно отличается от количества тепла, выделяющегося при реагировании с соляной кислотой алюминия (19600 кДж/кг) или магния (18800 кДж/кг). Положительным отличием при этом является то, что после закачки в скважину водного раствора карбамида подача на забой обрабатываемой скважины соляной кислоты не связана с опасностью неуправляемого повышения давления на забое, в колонне НКТ и на устье скважины, т.к. раствор карбамида не содержит твердых частиц и полностью уходит в пласт, в то время как при применении для закачки в пласт суспензии алюминия или магния может образоваться на забое скважины пробка из порошка данных металлов, а при подаче в скважину соляной кислоты и ее реагировании с материалом пробки возможно неуправляемое повышение давления выше допустимого для труб и устьевого оборудования.
Следовательно, предлагаемый способ позволяет обезопасить процесс. Технологический эффект при этом не снижается, более того из-за присутствия в призабойной зоне пласта аммиака и хлористого аммония (продуктов, получаемых из карбамида) может быть выше, чем при использовании порошка алюминия или магния. Одновременно с увеличением дебита скважины из-за воздействия на низкопроницаемые интервалы увеличивается коэффициент нефтеизвлечения.
П р и м е р. Исходные данные: толщина обрабатываемого пласта h = 10 м; пористость m = 0,14; объемная теплоемкость породы с насыщающей его жидкостью (cC
) = =2380 кДж/м3 К; вязкость нефти в пластовых условиях <N>mu<N> = 12 мПа ˙ с; пластовая температура Т = 298 К (25оС); коэффициент использования аммиака Кисп = 0,8; Sж = 0,71.
Термообработка призабойной зоны пласта производится с использованием пара, воздуха, раствора карбамида и соляной кислоты.
После промывки и очистки ствола скважины, забоя и призабойной зоны пласта (с применением горячей воды, ПАВ, углеводородного конденсата, пара) спускают в скважину на НКТ клапан-отсекатель и пакер. Пакер устанавливают над кровлей обрабатываемого пласта.
Начинают прогрев скважины и призабойной зоны пласта паром, затем переходят на одновременную закачку в пласт пара и воздуха. Согласно расчетам, при подаче в пласт теплоносителя с температурой на забое скважины 443 К (170оС), при расходе теплоносителя 1800 кг/ч для нагрева породы данного пласта в пределах кольца с внешним радиусом 1,2 м до температуры 150-170оС потребуется закачать 21600 кг теплоносителя (продолжительность закачки 12 ч). После этого в пласт закачивают водный раствор карбамида, массовое соотношение карбамида и воды 1:1, при таком соотношении и температуре 293 К (20оС) карбамид растворяется в воде полностью; используется для приготовления раствора 2900 кг карбамида. Радиус первоначального прогрева принимается равным 1,2 м. Количество раствора карбамида, закачиваемого в пласт, - 5,8 т, соляной кислоты (20%-ной концентрации) - 28 т.
Согласно проведенным расчетам, при нагревании до температуры 150оС из 1 кг карбамида образуется 0,565 кг аммиака, концентрация которого в поступившей в призабойную зону воде в различных точках пласта составляет от 10 до 30 мас.%, в зависимости от температуры, которая не одинакова на разных расстояниях от скважины.
Величина прироста температуры при реагировании соляной кислоты с аммиаком составляет: а) при b = 10%
ΔT =
= 
= 35°C
б) при b = 30% ΔТ = 105оС.
ΔT =
б) при b = 30% ΔТ = 105оС.
В большей степени нагреваются участки с более высоким содержанием аммиака (до этого менее нагретые), поэтому после протекания реагирования соляной кислоты с выделившимся из карбамида аммиаком среднее увеличение температуры составит 70оС, а средняя температура в призабойной зоне достигнет 150+70 = 220оС. Такое значение температуры является достаточным для начала окисления углеводородов, поступающим в призабойную зону кислородом, содержащимся в воздухе. За счет подачи в ПЗП воздуха количество выделяющегося здесь тепла будет возрастать, вследствие чего расширится зона тепловой обработки пласта. После закачки реагентов и воздуха в количестве 100-500 тыс. м3, скважину оставляют закрытой для завершения окислительных реакций, перераспределения температуры в призабойной зоне пласта. Затем скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.
Расчетная дополнительная добыча нефти после термообработки скважины зависит от размеров прогретой зоны, средней температуры в этой зоне, проницаемости породы, вязкости нефти и ее изменения при нагревании.
В таблице приведены результаты расчета дополнительной добычи нефти для условий одного из месторождений Нижнего Поволжья после термохимической обработки призабойной зоны (проницаемость породы К = 0,04 мм2).
Расчетные удельные затраты тепла на 1 т дополнительно добытой нефти для данного примера составляют от 3 ˙ 103 МДж/т (при Rт= 4 м) до 5 ˙ 103 МДж (при Rт = 10 м). При теплотворной способности нефти 44000 МДж/т удельные затраты вводимой и генерируемой в пласте тепловой энергии на нагрев призабойной зоны составляют 7-15% от потенциальной энергии дополнительно добываемой нефти. Согласно выполненным расчетам, удельный расход воздуха, используемого для нагрева ПЗП на заключительном этапе обработки, составляет 0,5-2 тыс. м3 на 1 т дополнительно добытой нефти.
Claims (1)
- СПОСОБ ТЕРМОХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА, включающий последовательную закачку в пласт химического реагента, соляную кислоту и ввод в призабойную зону пласта до и после закачки соляной кислоты воздуха, отличающийся тем, что в качестве химического реагента используют водный раствор карбамида, а до и после закачки раствора карбамида вводят пар или паровоздушную смесь, причем раствор карбамида вытесняют в пласт паром или паровоздушной смесью.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5021919 RU2030568C1 (ru) | 1992-01-09 | 1992-01-09 | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5021919 RU2030568C1 (ru) | 1992-01-09 | 1992-01-09 | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2030568C1 true RU2030568C1 (ru) | 1995-03-10 |
Family
ID=21594290
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5021919 RU2030568C1 (ru) | 1992-01-09 | 1992-01-09 | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2030568C1 (ru) |
Cited By (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2124626C1 (ru) * | 1998-06-26 | 1999-01-10 | Научно-техническая ассоциация Восточной нефтяной компании | Способ освоения скважины |
| RU2135761C1 (ru) * | 1998-12-16 | 1999-08-27 | Просвирин Александр Александрович | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2139421C1 (ru) * | 1998-09-09 | 1999-10-10 | Боксерман Аркадий Анатольевич | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2142051C1 (ru) * | 1999-04-30 | 1999-11-27 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2156357C1 (ru) * | 2000-02-28 | 2000-09-20 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2163292C2 (ru) * | 1998-12-21 | 2001-02-20 | Позднышев Геннадий Николаевич | Способ разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей |
| RU2165011C1 (ru) * | 2000-01-25 | 2001-04-10 | Позднышев Геннадий Николаевич | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
| RU2172398C2 (ru) * | 1999-05-13 | 2001-08-20 | Открытое Акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Способ разработки залежей тяжелых нефтей и битумов с применением пара |
| RU2177543C1 (ru) * | 2000-08-17 | 2001-12-27 | Закрытое акционерное общество "Пермский инженерно-технический центр "Геофизика" | Способ обработки прискважинной зоны пласта |
| RU2181832C2 (ru) * | 2000-04-10 | 2002-04-27 | Позднышев Геннадий Николаевич | Химреагентный способ обработки призабойной зоны скважин |
| RU2186206C2 (ru) * | 2001-06-01 | 2002-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Передовые технологии" | Способ обработки пласта |
| RU2189442C2 (ru) * | 2000-10-31 | 2002-09-20 | Закрытое акционерное общество "Нефтегазовая компания "Стройтрансгаз-ойл" | Способ очистки прискважинной зоны продуктивного пласта |
| RU2256783C1 (ru) * | 2004-03-30 | 2005-07-20 | Сорокин Алексей Васильевич | Способ освоения скважины |
| RU2268998C2 (ru) * | 2003-07-17 | 2006-01-27 | Валентин Юрьевич Мотовилов | Способ термохимической очистки прискважинной зоны пласта |
| RU2361074C2 (ru) * | 2007-04-09 | 2009-07-10 | Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Способ разработки залежей высоковязких нефтей (варианты) |
| RU2393346C1 (ru) * | 2009-01-11 | 2010-06-27 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Способ добычи углеводородов |
| RU2470149C1 (ru) * | 2011-06-07 | 2012-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти |
| RU2588119C1 (ru) * | 2015-04-01 | 2016-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ теплового воздействия на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью и устройство для его осуществления |
| WO2020068168A1 (en) * | 2018-09-26 | 2020-04-02 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for reducing condensation |
-
1992
- 1992-01-09 RU SU5021919 patent/RU2030568C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Авторское свидетельство СССР N 1574799, кл. E 21B 43/27, 1990. * |
Cited By (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2124626C1 (ru) * | 1998-06-26 | 1999-01-10 | Научно-техническая ассоциация Восточной нефтяной компании | Способ освоения скважины |
| RU2139421C1 (ru) * | 1998-09-09 | 1999-10-10 | Боксерман Аркадий Анатольевич | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2135761C1 (ru) * | 1998-12-16 | 1999-08-27 | Просвирин Александр Александрович | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2163292C2 (ru) * | 1998-12-21 | 2001-02-20 | Позднышев Геннадий Николаевич | Способ разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей |
| RU2142051C1 (ru) * | 1999-04-30 | 1999-11-27 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2172398C2 (ru) * | 1999-05-13 | 2001-08-20 | Открытое Акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Способ разработки залежей тяжелых нефтей и битумов с применением пара |
| RU2165011C1 (ru) * | 2000-01-25 | 2001-04-10 | Позднышев Геннадий Николаевич | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
| RU2156357C1 (ru) * | 2000-02-28 | 2000-09-20 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2181832C2 (ru) * | 2000-04-10 | 2002-04-27 | Позднышев Геннадий Николаевич | Химреагентный способ обработки призабойной зоны скважин |
| RU2177543C1 (ru) * | 2000-08-17 | 2001-12-27 | Закрытое акционерное общество "Пермский инженерно-технический центр "Геофизика" | Способ обработки прискважинной зоны пласта |
| RU2189442C2 (ru) * | 2000-10-31 | 2002-09-20 | Закрытое акционерное общество "Нефтегазовая компания "Стройтрансгаз-ойл" | Способ очистки прискважинной зоны продуктивного пласта |
| RU2186206C2 (ru) * | 2001-06-01 | 2002-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Передовые технологии" | Способ обработки пласта |
| RU2268998C2 (ru) * | 2003-07-17 | 2006-01-27 | Валентин Юрьевич Мотовилов | Способ термохимической очистки прискважинной зоны пласта |
| RU2256783C1 (ru) * | 2004-03-30 | 2005-07-20 | Сорокин Алексей Васильевич | Способ освоения скважины |
| RU2361074C2 (ru) * | 2007-04-09 | 2009-07-10 | Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Способ разработки залежей высоковязких нефтей (варианты) |
| RU2393346C1 (ru) * | 2009-01-11 | 2010-06-27 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Способ добычи углеводородов |
| RU2470149C1 (ru) * | 2011-06-07 | 2012-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти |
| RU2588119C1 (ru) * | 2015-04-01 | 2016-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ теплового воздействия на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью и устройство для его осуществления |
| WO2020068168A1 (en) * | 2018-09-26 | 2020-04-02 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for reducing condensation |
| US10895136B2 (en) | 2018-09-26 | 2021-01-19 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for reducing condensation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2030568C1 (ru) | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта | |
| CA1182392A (en) | Unplugging brine-submerged perforations in a well | |
| RU2066744C1 (ru) | Способ интенсификации добычи нефти | |
| RU2373385C1 (ru) | Способ обработки призабойных зон добывающих скважин | |
| CA2744556C (en) | Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir | |
| US10717924B2 (en) | Supercritical carbon dioxide emulsified acid | |
| MX2013002068A (es) | Metodo y aparato para tratar termicamente un deposito de petroleo. | |
| US4607699A (en) | Method for treating a tar sand reservoir to enhance petroleum production by cyclic steam stimulation | |
| CA1193185A (en) | Thermally stimulating well production | |
| US10961436B2 (en) | Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions | |
| RU2645058C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием | |
| EA001524B1 (ru) | Химически индуцируемое усиление образования трещин в подземных каменноугольных отложениях | |
| WO2017041772A1 (en) | Method for extracting hydrocarbons using exothermic gas generating chemical reactions fracturing the rock formation | |
| CN115298285B (zh) | 使用热化学物质进行储层增产处理转向的系统、方法和组合物 | |
| RU2624858C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием | |
| US2975834A (en) | Treating wells by injection of metal and acid | |
| RU2440490C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| WO2018160156A1 (ru) | Способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта | |
| RU2393346C1 (ru) | Способ добычи углеводородов | |
| RU2085706C1 (ru) | Способ очистки скважины от парафиносмолистых отложений и устройство для его осущестления | |
| RU2633930C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием | |
| RU2713682C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки | |
| RU2813270C1 (ru) | Способ обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта | |
| RU2726693C1 (ru) | Способ повышения эффективности добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления | |
| RU2721673C1 (ru) | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта |