RU2117755C1 - Method for treating bottom-hole zone of productive oil bed - Google Patents
Method for treating bottom-hole zone of productive oil bed Download PDFInfo
- Publication number
- RU2117755C1 RU2117755C1 RU97120408A RU97120408A RU2117755C1 RU 2117755 C1 RU2117755 C1 RU 2117755C1 RU 97120408 A RU97120408 A RU 97120408A RU 97120408 A RU97120408 A RU 97120408A RU 2117755 C1 RU2117755 C1 RU 2117755C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- hydrocarbon
- reservoir
- injection
- injected
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 68
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 claims abstract description 23
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 23
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 12
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 11
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- 235000019832 sodium triphosphate Nutrition 0.000 claims abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 30
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 5
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 5
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- STDBAQMTJLUMFW-UHFFFAOYSA-N butobarbital Chemical compound CCCCC1(CC)C(=O)NC(=O)NC1=O STDBAQMTJLUMFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 229960003874 butobarbital Drugs 0.000 abstract 1
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract 1
- XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;dihydrate Chemical compound O.O.[Na+].[Cl-] XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 28
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- -1 hydroxide metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к горной промышленности, а, в частности, к способам обработки призабойной зоны продуктивного пласта, сложенного плотными малопроницаемыми терригенными породами в глубоких скважинах, добывающих высоковязкую нефть. The invention relates to the mining industry, and, in particular, to methods for treating the bottom-hole zone of the reservoir, composed of dense low-permeable terrigenous rocks in deep wells that produce high viscosity oil.
Известен способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающий закачку в призабойную зону продуктивного пласта перед кислотным раствором растворителя, в качестве которого используют эмульсию на углеводородной основе следующего состава, мас.%: углеводородная основа - 80-90, эмульгатор - 5-10, гидроокись щелочных металлов и/или щелочно-земельных металлов - 3-5 и вода - остальное (а. с. СССР N 717297, E 21 B 43/27, 1980). A known method of processing the bottom-hole zone of the reservoir, including the injection into the bottom-hole zone of the reservoir before the acidic solvent solution, is used as an emulsion based on a hydrocarbon base of the following composition, wt.%: Hydrocarbon base - 80-90, emulsifier - 5-10, alkaline hydroxide metals and / or alkaline earth metals — 3-5; and water — the rest (a. from. USSR N 717297, E 21 B 43/27, 1980).
Недостатком известного способа является коррозионная активность кислотного раствора, используемого для обработки призабойной зоны продуктивного пласта, в результате чего, оборудование быстро выходит из строя. Кроме того, глубина обработки пласта незначительная из-за быстрой реакции кислоты с обрабатываемыми породами и отложениями в пласте. The disadvantage of this method is the corrosiveness of the acid solution used to treat the bottom-hole zone of the reservoir, as a result, the equipment quickly fails. In addition, the depth of treatment of the formation is insignificant due to the rapid reaction of the acid with the treated rocks and deposits in the formation.
Известен также способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающий закачку в призабойную зону продуктивного пласта перед закачкой глино-кислотного раствора углеводородно-щелочного раствора, содержащего 30-40%-ный раствор гидроокиси щелочного металла, эмульгатор-стабилизатор ЭС-2, метанол и углеводородный растворитель (а. с. СССР N 1838597, E 21 B 43/27, 1993). There is also a known method of treating the bottom-hole zone of a reservoir, including injecting a hydrocarbon-alkaline solution containing a 30-40% solution of alkali metal hydroxide, an ES-2 emulsifier-stabilizer, methanol and a hydrocarbon solvent into the bottom-hole zone of a reservoir before injection (A.S. USSR N 1838597, E 21 B 43/27, 1993).
Недостатком известного способа является то, что используемый для обработки пласта глино-кислотный раствор обладает высокой коррозионной активностью в короткие сроки выводящей из строя используемое оборудование для его закачки, а также сильно разрушающей продуктивный пласт. Кроме того, при сильном снижении проницаемости продуктивного пласта, сложенного плотными малопроницаемыми терригенными породами в глубоких скважинах, из-за отсутствия первоначальной приемистости невозможно закачать в пласт обрабатывающие растворы или для того, чтобы закачать их в пласт необходимо значительно повышать давление закачки, создавая большие репрессии на пласт, которые могут привести к его разрушению, а также к разрушению оборудования. Кроме того, недостатком известного способа, является небольшая глубина обработки продуктивного пласта из-за большой скорости реакции используемых для обработки реагентов с породой и отложениями в нем. A disadvantage of the known method is that the clay-acid solution used for treating the formation has high corrosion activity in a short time, incapacitating the equipment used for its injection, and also severely destroying the productive formation. In addition, with a significant decrease in the permeability of the reservoir, composed of dense low-permeable terrigenous rocks in deep wells, due to the lack of initial injectivity, it is impossible to pump processing solutions into the reservoir or in order to pump them into the reservoir, it is necessary to significantly increase the injection pressure, creating large repressions on formation, which can lead to its destruction, as well as to the destruction of equipment. In addition, the disadvantage of this method is the small depth of processing of the reservoir due to the high reaction rate used for the processing of reagents with the rock and deposits in it.
Задачей изобретения является повышение времени безопасного нахождения обрабатывающих растворов в скважине и контактирования их с оборудованием за счет снижения коррозионной активности воздействия используемых обрабатывающих растворов, увеличение глубины закачки обрабатывающих растворов и снижение давлений закачки за счет снижения скорости взаимодействия с породой и с отложениями в нем. The objective of the invention is to increase the time for safe stay of the treatment solutions in the well and to contact them with equipment by reducing the corrosion activity of the used treatment solutions, increasing the depth of injection of the treatment solutions and reducing the injection pressure by reducing the rate of interaction with the rock and with deposits in it.
Указанная задача осуществляется тем, что в известном способе обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающем закачку в призабойную зону продуктивного пласта углеводородно-щелочного раствора, содержащего 30-40%-ный раствор гидроокиси щелочного металла, эмульгатор, метанол и углеводородный растворитель, в отличие от способа по прототипу перед закачкой углеводородно-щелочного раствора в призабойную зону продуктивного пласта закачивают З-15%-ный раствор триполифосфата натрия (ТПФН), а после углеводородно-щелочного раствора - 0,5-1%-ный раствор полиакриламида (ПАА), причем углеводородно-щелочной раствор в качестве эмульгатора содержит неонол при следующем соотношении компонентов, мас.%: 30-40%-ный раствор гидроокиси щелочного металла - 11-15, неонол - 1,5-2,5, метанол - 1-2 и углеводородный растворитель - остальное. This task is carried out by the fact that in the known method for treating the bottom-hole zone of a productive formation, which includes injecting a hydrocarbon-alkaline solution containing a 30-40% solution of alkali metal hydroxide, an emulsifier, methanol and a hydrocarbon solvent into the bottom-hole zone of a productive formation, in contrast to the method according to the prototype, before the injection of a hydrocarbon-alkaline solution, a Z-15% solution of sodium tripolyphosphate (TPPN) is pumped into the bottom-hole zone of the reservoir, and after a hydrocarbon-alkaline solution, 0.5-1% -acid solution of polyacrylamide (PAA), and the hydrocarbon-alkaline solution as an emulsifier contains neonol in the following ratio of components, wt.%: 30-40% solution of alkali metal hydroxide - 11-15, neonol - 1.5-2, 5, methanol - 1-2 and a hydrocarbon solvent - the rest.
Указанная задача осуществляется также тем, что 3-15%-ный раствор ТПФН перед закачкой в призабойную зону продуктивного пласта предварительно выдерживают в скважине под давлением в течение 16-32 ч. This task is also carried out by the fact that a 3-15% solution of TPFN is preliminarily kept in a well under pressure for 16-32 hours before being injected into the bottom-hole zone of a productive formation.
Также тем, что в скважине после закачки 0,5-1%-ного раствора ПАА повышают давление и создают репрессию на продуктивный пласт 0,5-2 МПа. Also, the fact that in the well after injection of a 0.5-1% PAA solution, the pressure is increased and repression on the productive formation of 0.5-2 MPa is created.
Также тем, что 3-15%-ный раствор ТПФН, углеводородно-щелочной раствор и 0,5-1%-ный раствор ПАА закачивают в следующих количествах на 1 п.м перфорированной мощности продуктивного пласта: 0,5-1, 1-5 и 3-6 м3 соответственно.Also, the fact that a 3-15% solution of TPPN, a hydrocarbon-alkaline solution and a 0.5-1% solution of PAA are pumped in the following quantities per 1 pm of perforated thickness of the reservoir: 0.5-1, 1- 5 and 3-6 m 3, respectively.
Также тем, что 0,5-1%-ный раствор ПАА продавливают в призабойную зону продуктивного пласта пластовой водой. Also, the fact that a 0.5-1% PAA solution is forced into the bottomhole zone of the reservoir by formation water.
Способ обработки продуктивного пласта осуществляется следующим образом. The method of processing the reservoir is as follows.
Готовят 3-15%-ный раствор ТПФН и углеводородно-щелочной раствор, содержащий 30-40%-ный раствор гидроокиси щелочного металла, неонол, метанол и углеводородный растворитель, а также 0,5-1%-ный раствор ПАА, в количестве на 1 п.м перфорированной мощности пласта 0,5-1, 1-5 и 3-6 м3 соответственно.Prepare a 3-15% solution of TPPN and a hydrocarbon-alkaline solution containing a 30-40% solution of alkali metal hydroxide, neonol, methanol and a hydrocarbon solvent, as well as a 0.5-1% PAA solution, in an amount of 1 pm of perforated reservoir thickness 0.5-1, 1-5 and 3-6 m 3, respectively.
Затем в скважину последовательно закачивают раствор ТПФН, углеводородно-щелочной раствор и раствор ПАА и продавливают их пластовой водой в призабойную зону продуктивного пласта. Для продавливания растворов в скважине повышают давление и создают небольшую репрессию на пласт. Репрессию на пласт поддерживают в течение всего времени продавки на уровне 0,5-2 МПа. Then, a solution of TPPN, a hydrocarbon-alkaline solution and a solution of PAA are successively pumped into the well and pushed with formation water into the bottom-hole zone of the reservoir. To push the solutions in the well, they increase the pressure and create a small repression on the formation. Repression on the formation is maintained throughout the entire time of selling at the level of 0.5-2 MPa.
При отсутствии первоначальной приемистости после закачки обрабатывающих растворов скважину выдерживают под давлением в течение 16-32 ч. В это время раствор ТПФН находится в интервале продуктивного пласта. In the absence of initial injectivity after pumping the treatment solutions, the well is kept under pressure for 16-32 hours. At this time, the PPS solution is in the range of the reservoir.
За счет предварительной закачки раствора ТПФН происходит очистка пор продуктивного пласта от нефтепродуктов, бурового фильтрата и прочих химических реагентов, проникших в пласт при бурении или ремонте. После выдержки скважины под давлением в течение 16-32 ч появляется начальная приемистость и раствор ТПФН постепенно все глубже и глубже проникает в продуктивный пласт, адсорбируясь на поверхности пор продуктивного пласта в виде малопроницаемой пленки. Due to the preliminary injection of the TPFN solution, the pores of the productive formation are cleaned of oil products, drilling filtrate and other chemicals that have entered the formation during drilling or repair. After holding the well under pressure for 16-32 hours, the initial injectivity appears and the PPS solution gradually penetrates deeper and deeper into the reservoir, adsorbing on the pore surface of the reservoir in the form of a low-permeability film.
В продуктивный пласт вслед за раствором ТПФН под избыточным давлением, действующим в скважине, постепенно продавливается находящийся в скважине углеводородно-щелочной раствор. Время продавки неограниченно, так как коррозии оборудования не возникает. Following the TPFN solution under the overpressure acting in the well, a hydrocarbon-alkaline solution located in the well is gradually pushed into the producing formation. Selling time is unlimited, as equipment corrosion does not occur.
В предлагаемом способе полностью исключается проникновение в пласт продавочной жидкости, так как за раствором ТПФН сразу в пласт проникает углеводородно-щелочной раствор, который эффективно воздействует на призабойную зону при высокой температуре, которая имеет место в глубоко- залегающих пластах. Медленно проходящие химические реакции позволяют компонентам растворов проникать далеко в глубь пласта. Этому способствует и образовавшаяся на порах пласта пленка ТПФН, препятствующая взаимодействию компонентов углеводородно-щелочного раствора с породами пласта. In the proposed method, the penetration of penetrating fluid into the formation is completely excluded, since a hydrocarbon-alkaline solution immediately penetrates into the formation behind the TPFN solution, which effectively affects the bottom-hole zone at high temperature, which occurs in deep-seated formations. Slow-going chemical reactions allow solution components to penetrate deep into the formation. This is also facilitated by the TPFN film formed on the pores of the formation, which prevents the interaction of the components of the hydrocarbon-alkaline solution with the rocks of the formation.
Так как скорость реакции состава с породами пласта невысокая и он практически не вызывает коррозию оборудования по сравнению с глино-кислотным раствором по прототипу, его можно оставлять в пласте на неопределенно долгое время (24-48 ч и более). Чем выше температура в пласте, тем углеводородно-щелочной состав активнее, и тем эффективнее идет восстановление проницаемости продуктивного пласта. Since the reaction rate of the composition with the rocks of the formation is low and it practically does not cause corrosion of equipment in comparison with the clay-acid solution of the prototype, it can be left in the formation for an indefinitely long time (24-48 hours or more). The higher the temperature in the reservoir, the more active the hydrocarbon-alkaline composition, and the more effective the restoration of the permeability of the reservoir.
После продавливания в продуктивный пласт всего количества углеводородно-щелочного раствора проницаемость пласта восстанавливается, как показали эксперименты, полностью и даже несколько увеличивается за счет взаимодействия раствора с каркасом породы. After forcing the entire amount of a hydrocarbon-alkaline solution into the reservoir, the permeability of the reservoir is restored, as shown by experiments, completely and even somewhat increases due to the interaction of the solution with the rock framework.
Закачиваемый после углеводородно-щелочного раствора раствор ПАА не позволяет проникать далеко в глубь пласта продавочной жидкости, в качестве которой используют пластовую воду, и тем самым предотвращает снижение восстановленной проницаемости. Кроме того, закачиваемый раствор ПАА будет блокировать находящиеся в наиболее проницаемых пропластках пластовые воды с образованием гелеобразного раствора. Излишки ПАА, не связанные в гелеобразный раствор, будут вымываться из пор пласта излишками щелочи углеводородно-щелочного раствора и восстанавливать проницаемость пласта в пропластках, в которых находится нефть, способствуя ее беспрепятственному поступлению в скважину. The PAA solution injected after the hydrocarbon-alkaline solution does not allow penetrating deep into the reservoir of the displacement fluid, which is used as produced water, and thereby prevents a reduction in the restored permeability. In addition, the injected PAA solution will block formation water located in the most permeable interlayers with the formation of a gel-like solution. Excess PAA that is not bound in a gel-like solution will be washed out of the pores of the formation with excess alkali of the hydrocarbon-alkaline solution and restore the permeability of the formation in the interlayers in which the oil is located, contributing to its unhindered entry into the well.
Способ был опробован на скважинах различных месторождений. The method was tested in wells of various fields.
Пример 1. Скважина N 2 Ясиновского месторождения глубиной 3800 м и с температурой 115-120oC прекратила фонтанировать в сентябре 1996 г. Перед переводом на насосную откачку скважина была обработана по предлагаемому способу. Были приготовлены 3%-ный раствор ТПФН, углеводородно-щелочной раствор, содержащий, мас. %: 30%-ный раствор гидроокиси едкого калия - 11, неонол - 1,5, метанол - 1 и углеводородный растворитель - нефть - остальное, и 0,5%-ный раствор ПАА в количествах соответственно 0,5, 1 и 3 м3 на 1 п.м перфорированной мощности пласта. Указанные растворы закачали в скважину в указанной выше последовательности и выдержали под давлением 0,5 МПа в течение 32 ч. В результате обработки скважина стала фонтанировать вновь и ее дебит возрос до 5 т/сут.Example 1. Well N 2 of the Yasinovskoye field with a depth of 3800 m and a temperature of 115-120 o C stopped flowing in September 1996. Before being transferred to pumping, the well was processed according to the proposed method. A 3% solution of TPPN, a hydrocarbon-alkaline solution containing, by weight, were prepared. %: 30% solution of caustic potassium hydroxide - 11, neonol - 1.5, methanol - 1 and hydrocarbon solvent - oil - the rest, and a 0.5% PAA solution in quantities of 0.5, 1 and 3 m, respectively 3 per 1 lm perforated formation thickness. These solutions were pumped into the well in the above sequence and kept under pressure of 0.5 MPa for 32 hours. As a result of the treatment, the well began to gush again and its flow rate increased to 5 t / day.
Пример 2. Скважина N 173 Рыбальского месторождения. После выхода из бурения проводилась изоляция по горизонту L1t и она возвращена на горизонт В-23, глубина 3500 м и температура 115-120oC. Приток по скважине отсутствовал, приемистость тоже. На скважине была проведена обработка по предлагаемой технологии. Для этого были приготовлены 15%-ный раствор ТПФН, углеводородно-щелочной раствор, содержащий, мас.%: 40%-ный раствор гидроокиси едкого натрия - 15, неонол - 2,5, метанол - 2 и углеводородный растворитель - остальное, а также 1%-ный раствор ПАА в количествах соответственно 1, 5 и 6 м3 на 1 п.м перфорированной мощности пласта. Указанные растворы закачали в предлагаемой последовательности - сначала раствор ТПФН, затем углеводородно-щелочной раствор, раствор ПАА и продавочную жидкость - пластовую воду. Скважину выдержали под давлением 2 МПа в течение 16 ч. После проведения этих работ и ввода скважины в эксплуатацию был получен дебит 20 т/сут.Example 2. Well N 173 of the Rybalskoye field. After exiting the drilling, isolation was carried out along the L1t horizon and it was returned to the B-23 horizon, depth 3500 m and temperature 115-120 o C. There was no inflow through the well, injectivity too. The well was processed according to the proposed technology. For this, a 15% solution of TPPN was prepared, a hydrocarbon-alkaline solution containing, wt.%: 40% solution of sodium hydroxide - 15, neonol - 2.5, methanol - 2 and the hydrocarbon solvent - the rest, and 1% PAA solution in amounts of 1, 5 and 6 m 3 , respectively, per 1 l.m. of perforated formation thickness. These solutions were pumped in the proposed sequence - first a solution of TPPN, then a hydrocarbon-alkaline solution, a solution of PAA and squeezing liquid - produced water. The well was kept under a pressure of 2 MPa for 16 hours. After carrying out these works and putting the well into operation, a flow rate of 20 tons per day was obtained.
Пример 3. Скважина N 20 Западно-Козиевского месторождения глубиной 4100 м и температурой 115-120oC из-за плохой гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной практически в эксплуатации не участвовала. На скважине была приведена обработка по предлагаемому способу. Для этого были приготовлены 10%-ный раствор ТПФН, углеводородно-щелочной раствор, содержащий, мас. %: 35%-ный раствор гидроокиси едкого натрия - 12, неонол - 2, метанол - 1,5 и углеводородный растворитель - остальное, а также 1%-ный раствор ПАА в количествах соответственно 0,5, 3 и 4 м3 на 1 п.м перфорированного пласта. Указанные растворы закачали в скважину в предлагаемой последовательности и под небольшим избыточным давлением - 0,5 МПа закачали в продуктивный пласт. В результате обработки получен приток нефти 7 т/сут.Example 3. Well N 20 of the West Kozievsky field with a depth of 4100 m and a temperature of 115-120 o C due to poor hydrodynamic connection of the reservoir with the well practically did not participate in operation. At the well, the processing according to the proposed method was given. For this, a 10% solution of TPPN, a hydrocarbon-alkaline solution containing, by weight, were prepared. %: 35% solution of sodium hydroxide - 12, neonol - 2, methanol - 1.5 and hydrocarbon solvent - the rest, as well as 1% PAA solution in quantities of 0.5, 3 and 4 m 3 , respectively lm perforated formation. These solutions were injected into the well in the proposed sequence and under a slight excess pressure of 0.5 MPa were pumped into the reservoir. As a result of processing, an oil inflow of 7 tons / day was obtained.
Во всех скважинах при вводе их в эксплуатацию не было отмечено поступление пластовых вод. Обработка призабойной зоны продуктивного пласта по изобретению может проводиться без переоборудования существующих скважин, так как нет коррозионного воздействия на это оборудование. Кроме того, обработка более эффективна, поскольку значительно снижаются давления закачки и увеличивается глубина обработки продуктивного пласта. In all wells, when they were put into operation, formation water inflow was not observed. The treatment of the bottom-hole zone of the reservoir according to the invention can be carried out without re-equipment of existing wells, since there is no corrosive effect on this equipment. In addition, the treatment is more effective, since injection pressures are significantly reduced and the depth of processing of the reservoir is increased.
Claims (4)
30 - 40%-ный Раствор гидроокиси щелочного металла - 11 - 15
Неонол - 1,5 - 2,5
Метанол - 1 - 2
Углеводородный растворитель - Остальное
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что 3 - 15%-ный раствор ТПФН перед закачкой в призабойную зону продуктивного пласта предварительно выдерживают в скважине под давлением в течение 16 - 32 ч.1. The method of processing the bottom-hole zone of the reservoir, including the injection into the bottom-hole zone of the reservoir of a hydrocarbon-alkaline solution containing a 30-40% alkali metal hydroxide solution, emulsifier, methanol and hydrocarbon solvent, characterized in that before the hydrocarbon-alkaline solution is injected A 3-15% solution of sodium tripolyphosphate (TPPN) is pumped into the bottomhole zone of the reservoir, and after a hydrocarbon-alkaline solution, a 0.5-1.0% solution of polyacrylamide (PAA), with a hydrocarbon-alkali the solution as an emulsifier contains neonol in the following ratio of components, wt.%:
30 - 40% alkali metal hydroxide solution - 11 - 15
Neonol - 1.5 - 2.5
Methanol - 1 - 2
Hydrocarbon Solvent - Else
2. The method according to claim 1, characterized in that a 3-15% solution of TPFN is pre-incubated in the well under pressure for 16 to 32 hours before being injected into the bottomhole zone of the reservoir;
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97120408A RU2117755C1 (en) | 1997-12-17 | 1997-12-17 | Method for treating bottom-hole zone of productive oil bed |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97120408A RU2117755C1 (en) | 1997-12-17 | 1997-12-17 | Method for treating bottom-hole zone of productive oil bed |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2117755C1 true RU2117755C1 (en) | 1998-08-20 |
| RU97120408A RU97120408A (en) | 1998-12-20 |
Family
ID=20199828
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97120408A RU2117755C1 (en) | 1997-12-17 | 1997-12-17 | Method for treating bottom-hole zone of productive oil bed |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2117755C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2176020C2 (en) * | 1999-12-21 | 2001-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть" | Method of treatment of bottom-hole formation zone |
| RU2177538C2 (en) * | 2000-03-20 | 2001-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть" | Method of oil pool development |
| RU2182658C1 (en) * | 2001-08-29 | 2002-05-20 | Беляев Юрий Александрович | Process of treatment of face zone of well |
| RU2191260C2 (en) * | 2000-07-25 | 2002-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-исследовательский и проектный институт нефти "КогалымНИПИнефть" | Method of treating bottom-hole zone of high-temperature low permeability aleurite-argillaceous reservoirs of latitude ob region jurassic deposits |
| RU2301330C1 (en) * | 2005-12-19 | 2007-06-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уральский государственный технический университет-УПИ" | Method for performing thermo-chemical processing of face zone |
| RU2555740C1 (en) * | 2014-07-22 | 2015-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method for displacement of high-viscosity oil from oil deposit in permafrost zone |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3498379A (en) * | 1968-08-28 | 1970-03-03 | Mobil Oil Corp | Flooding method for recovering petroleum employing aqueous solution of hydrocarbon sulfonate |
| US3500920A (en) * | 1968-05-23 | 1970-03-17 | Shell Oil Co | Chemical injection of slugs of two dissimilar aqueous solutions to recover oil |
| RU2054533C1 (en) * | 1992-01-31 | 1996-02-20 | Вениамин Дмитриевич Куртов | Method for treatment of bottom-hole formation zone |
| RU2068948C1 (en) * | 1990-11-06 | 1996-11-10 | Научно-производственное объединение по химизации технологических процессов в нефтяной промышленности | Method for treating strata face zone |
| RU2082877C1 (en) * | 1992-11-10 | 1997-06-27 | Вениамин Дмитриевич Куртов | Method of treatment of bottom-hole formation zone |
-
1997
- 1997-12-17 RU RU97120408A patent/RU2117755C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3500920A (en) * | 1968-05-23 | 1970-03-17 | Shell Oil Co | Chemical injection of slugs of two dissimilar aqueous solutions to recover oil |
| US3498379A (en) * | 1968-08-28 | 1970-03-03 | Mobil Oil Corp | Flooding method for recovering petroleum employing aqueous solution of hydrocarbon sulfonate |
| RU2068948C1 (en) * | 1990-11-06 | 1996-11-10 | Научно-производственное объединение по химизации технологических процессов в нефтяной промышленности | Method for treating strata face zone |
| RU2054533C1 (en) * | 1992-01-31 | 1996-02-20 | Вениамин Дмитриевич Куртов | Method for treatment of bottom-hole formation zone |
| RU2082877C1 (en) * | 1992-11-10 | 1997-06-27 | Вениамин Дмитриевич Куртов | Method of treatment of bottom-hole formation zone |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2176020C2 (en) * | 1999-12-21 | 2001-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть" | Method of treatment of bottom-hole formation zone |
| RU2177538C2 (en) * | 2000-03-20 | 2001-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть" | Method of oil pool development |
| RU2191260C2 (en) * | 2000-07-25 | 2002-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-исследовательский и проектный институт нефти "КогалымНИПИнефть" | Method of treating bottom-hole zone of high-temperature low permeability aleurite-argillaceous reservoirs of latitude ob region jurassic deposits |
| RU2182658C1 (en) * | 2001-08-29 | 2002-05-20 | Беляев Юрий Александрович | Process of treatment of face zone of well |
| RU2301330C1 (en) * | 2005-12-19 | 2007-06-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уральский государственный технический университет-УПИ" | Method for performing thermo-chemical processing of face zone |
| RU2555740C1 (en) * | 2014-07-22 | 2015-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method for displacement of high-viscosity oil from oil deposit in permafrost zone |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3308885A (en) | Treatment of subsurface hydrocarbon fluid-bearing formations to reduce water production therefrom | |
| US3757861A (en) | Oil recovery employing peroxides and alkalis | |
| US4871022A (en) | Method for removing polymer plugging in well boreholes | |
| US8235113B2 (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
| RU2117755C1 (en) | Method for treating bottom-hole zone of productive oil bed | |
| US3952806A (en) | Method for altering permeability of a hydrocarbon-containing formation | |
| RU2368769C2 (en) | Bottom-hole formation zone treatment method | |
| US4261422A (en) | Method for treating underground formations | |
| US3455393A (en) | Modifying water injection well profiles | |
| RU2068084C1 (en) | Method of working a crude oil deposit | |
| RU2154160C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2066369C1 (en) | Method for exploitation of oil pool | |
| RU2232879C1 (en) | Method for processing of formation face zone | |
| RU2117757C1 (en) | Method for limiting water inflow to productive bed | |
| RU2192541C2 (en) | Method of fresh water shutoff in wells of deposits of high-viscosity oils and native bitumens | |
| US4957163A (en) | Method of stabilizing polymer solutions in a subterranean formation | |
| JPS61501329A (en) | "Method for restoring permeability to wells blocked with polymers" | |
| US3193007A (en) | Method for controlling injectivity profiles | |
| RU2066372C1 (en) | Method for treating well critical zone | |
| RU2195546C1 (en) | Method of isolating flushed zones in oil formation | |
| RU2143552C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole formation zone of injection wells | |
| RU2101483C1 (en) | Method for treating down-hole zone of well | |
| RU2105870C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2094603C1 (en) | Method for treatment of watered down-hole zone of producing well | |
| RU2095559C1 (en) | Method for treating down-hole zone of oil bed |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20081218 |