RU2270913C2 - Method for well bottom zone treatment - Google Patents
Method for well bottom zone treatment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2270913C2 RU2270913C2 RU2004116889/03A RU2004116889A RU2270913C2 RU 2270913 C2 RU2270913 C2 RU 2270913C2 RU 2004116889/03 A RU2004116889/03 A RU 2004116889/03A RU 2004116889 A RU2004116889 A RU 2004116889A RU 2270913 C2 RU2270913 C2 RU 2270913C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- oil
- reservoir
- permeability
- solution
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 50
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 50
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 43
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 42
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 41
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 39
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 37
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 35
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 32
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 claims abstract description 30
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 30
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 30
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 26
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 9
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 claims abstract description 7
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 69
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 69
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 36
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 19
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 17
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 15
- XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acetate Chemical compound CCOC(C)=O XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims description 14
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 13
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 13
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 11
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 10
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 8
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 claims description 7
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 7
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 7
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims description 6
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 claims description 6
- -1 or nefras Substances 0.000 claims description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 6
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 6
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Substances [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 claims description 6
- 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 claims description 5
- 230000008439 repair process Effects 0.000 claims description 5
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 claims description 5
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 claims description 4
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Substances [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M Propionate Chemical compound CCC([O-])=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N acetic acid trimethyl ester Natural products COC(C)=O KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 2
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims description 2
- 239000008384 inner phase Substances 0.000 claims description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 claims description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims description 2
- 235000011181 potassium carbonates Nutrition 0.000 claims description 2
- 235000011182 sodium carbonates Nutrition 0.000 claims description 2
- 230000013011 mating Effects 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 22
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 50
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 12
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 10
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 8
- VMVIOLQWKUPXMI-BYPYZUCNSA-N (2s)-1-(2,2,3,3,4,4,4-heptafluorobutanoyl)pyrrolidine-2-carbonyl chloride Chemical compound FC(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(=O)N1CCC[C@H]1C(Cl)=O VMVIOLQWKUPXMI-BYPYZUCNSA-N 0.000 description 7
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 6
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- WBHQBSYUUJJSRZ-UHFFFAOYSA-M sodium bisulfate Chemical compound [Na+].OS([O-])(=O)=O WBHQBSYUUJJSRZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 4
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 4
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 4
- DKPFZGUDAPQIHT-UHFFFAOYSA-N Butyl acetate Natural products CCCCOC(C)=O DKPFZGUDAPQIHT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 3
- FUZZWVXGSFPDMH-UHFFFAOYSA-N hexanoic acid Chemical compound CCCCCC(O)=O FUZZWVXGSFPDMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229960004592 isopropanol Drugs 0.000 description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 3
- 229910000342 sodium bisulfate Inorganic materials 0.000 description 3
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 2
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 2
- 239000010913 used oil Substances 0.000 description 2
- DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N (R)-(-)-Propylene glycol Chemical compound C[C@@H](O)CO DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 102100024482 Cell division cycle-associated protein 4 Human genes 0.000 description 1
- 101100383112 Homo sapiens CDCA4 gene Proteins 0.000 description 1
- 244000007853 Sarothamnus scoparius Species 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 229910000288 alkali metal carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008041 alkali metal carbonates Chemical class 0.000 description 1
- 238000011001 backwashing Methods 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 150000005323 carbonate salts Chemical class 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 150000001733 carboxylic acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000013467 fragmentation Methods 0.000 description 1
- 238000006062 fragmentation reaction Methods 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000002147 killing effect Effects 0.000 description 1
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 description 1
- 239000006224 matting agent Substances 0.000 description 1
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- KQDIGHIVUUADBZ-PEDHHIEDSA-N pentigetide Chemical compound OC(=O)C[C@H](N)C(=O)N[C@@H](CO)C(=O)N[C@@H](CC(O)=O)C(=O)N1CCC[C@H]1C(=O)N[C@@H](CCCNC(N)=N)C(O)=O KQDIGHIVUUADBZ-PEDHHIEDSA-N 0.000 description 1
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 description 1
- CHKVPAROMQMJNQ-UHFFFAOYSA-M potassium bisulfate Chemical compound [K+].OS([O-])(=O)=O CHKVPAROMQMJNQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910000343 potassium bisulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000007127 saponification reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к области интенсификации добычи нефти и газа или повышения приемистости нагнетательных скважин.The invention relates to the oil and gas industry, in particular, to the field of intensification of oil and gas production or increase the injectivity of injection wells.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта, в котором в пласт последовательно закачивают буферную жидкость на углеводородной основе, представляющую собой смесь бензина и изопропилового спирта, водный раствор соляной кислоты или глинокислоты в смеси со спиртом, и вторую буферную жидкость, в качестве которой используют бензин, содержащий смесь предельных углеводородов от С3 и выше, после чего скважину оставляют на реакцию и затем осваивают компрессором (патент РФ №2042807, Е 21 В 43/27, 1995).A known method of processing the bottom-hole zone of the formation, in which a hydrocarbon-based buffer liquid is sequentially injected into the formation, which is a mixture of gasoline and isopropyl alcohol, an aqueous solution of hydrochloric acid or clay acid mixed with alcohol, and a second buffer liquid, which use gasoline containing a mixture of saturated hydrocarbons from C 3 and higher, after which the well is allowed to react and then developed by the compressor (RF patent No. 2042807, E 21 B 43/27, 1995).
Данный способ позволяет удалять только органические кольматанты, например, асфальтено-смоло-парафиновые отложения (АСПО), но не удаляет неорганические (глина, мехпримеси, оксиды железа).This method allows you to remove only organic colmatants, for example, asphaltene-resin-paraffin deposits (paraffin), but does not remove inorganic (clay, solids, iron oxides).
Известен способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи, включающий последовательную закачку в пласты нефтяной эмульсии, материала, растворяющего нефтяную составляющую нефтяной эмульсии, и затем поинтервально раствора кислоты в нефтяные пласты (патент РФ №2092686, Е 21 В 43/27, Е 21 В 43/14, 1997).A known method of processing the bottom-hole zone of a well in a multilayer oil reservoir, comprising sequentially injecting an oil emulsion into the formations, a material that dissolves the oil component of the oil emulsion, and then an acid solution in oil formations at intervals (RF patent No. 2092686, Е 21 В 43/27, Е 21 B 43/14, 1997).
Недостатком данного способа обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи является то, что вследствие разобщенности пластов производят их поинтервальную обработку с применением пакерного оборудования. Для неоднородного заглинизированного коллектора при наличии как высоко-, так и низкопроницаемых пропластков в однопластовой нефтяной залежи данный способ неэффективен.The disadvantage of this method of processing the bottom-hole zone of a well in a multilayer oil reservoir is that, due to the fragmentation of the layers, they are processed at intervals using packer equipment. For an inhomogeneous clayed reservoir with both high and low permeability layers in a single-layer oil reservoir, this method is ineffective.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ реагентной обработки скважины, включающий последовательную закачку в пласт технологических растворов с кислой, нейтральной и щелочной реакцией среды, взаимодействующих с кольматирующими образованиями природного и/или техногенного генезиса в перфорированной околоскважинной зоне (патент РФ №2106484, Е 21 В 43/22, 1998).The closest in technical essence to the proposed solution is a method of reagent well treatment, which includes sequential injection of technological solutions with acidic, neutral and alkaline reaction of the medium interacting with the clogging formations of natural and / or technogenic origin in the perforated near-wellbore zone (RF patent No. 2106484, E 21 B 43/22, 1998).
Этот способ позволяет воздействовать на различные виды неорганических кольматантов, но не снимает проблемы с АСПО, а также не разрушает техногенно образованные водонефтяные эмульсии. Кроме того, применение данного способа увеличивает проницаемость лишь высокопроницаемых дренированных пропластков, поскольку технологические растворы фильтруются преимущественно в них и не проникают в низкопроницаемые интервалы, поэтому данный способ малоэффективен при удалении кольматантов комплексного состава и при обработке низкопроницаемых заглинизированных коллекторов в скважинах, содержащих одновременно высоко- и низкопроницаемые пропластки.This method allows you to act on various types of inorganic colmatants, but does not solve the problem with paraffin deposits, and also does not destroy the technologically formed water-oil emulsions. In addition, the application of this method increases the permeability of only highly permeable drained interlayers, since technological solutions are filtered mainly in them and do not penetrate into low-permeability intervals; therefore, this method is ineffective in removing colmatants of complex composition and in processing low-permeability clayed reservoirs in wells containing simultaneously high and low permeability layers.
Техническим результатом настоящего изобретения является повышение нефтеотдачи пластов и интенсификация добычи нефти за счет эффективной обработки призабойной зоны неоднородного коллектора, загрязненного кольматантом комплексного состава, за счет селективного воздействия на низкопроницаемые заглинизированные пропластки с временной изоляцией высокопроницаемых и обводненных пропластков.The technical result of the present invention is to increase oil recovery and intensification of oil production due to the effective treatment of the bottom-hole zone of an inhomogeneous reservoir contaminated with complex matting agent, due to the selective effect on low-permeability clayed interlayers with temporary isolation of highly permeable and flooded interlayers.
В способе обработки призабойной зоны скважины, включающем последовательную закачку в пласт технологических растворов с кислой, нейтральной и щелочной реакцией среды, взаимодействующих с кольматирующими образованиями природного и/или техногенного генезиса в перфорированной околоскважинной зоне, перед закачкой технологических растворов блокируют неоднородные по проницаемости нефтенасыщенные пропластки путем последовательной закачки с заданным давлением и расходом обратной углеводородной эмульсии, водоизолирующего материала и взаимного органического растворителя, затем закачивают технологические растворы с заданным давлением и расходом, причем в раствор кислоты добавляют гидросульфат щелочного металла, в качестве нейтральной среды используют взаимный органический растворитель, а щелочной раствор задавливают в пласт заданным объемом углеводородного растворителя, после чего проводят технологическую выдержку, удаляют продукты реакции и осуществляют вызов притока из пласта до появления флюида постоянного состава.In a method for treating a bottomhole zone of a well, comprising sequentially injecting technological solutions into the formation with an acidic, neutral and alkaline reaction of a medium interacting with clogging formations of natural and / or technogenic genesis in a perforated near-wellbore zone, oil-saturated interstitials that are heterogeneous in permeability are blocked by sequential oil permeability layers before injection of technological solutions by injections with a given pressure and flow rate of the inverse hydrocarbon emulsion, water-insulating material and an organic solvent, then technological solutions are pumped with a given pressure and flow rate, moreover, an alkali metal hydrosulfate is added to the acid solution, a mutual organic solvent is used as a neutral medium, and the alkaline solution is crushed into the formation by a predetermined volume of hydrocarbon solvent, after which technological aging is carried out, removed reaction products and call the influx from the reservoir to the appearance of a fluid of constant composition.
Данный способ может иметь несколько частных технических решений.This method may have several private technical solutions.
В углеводородной эмульсии внутренней фазой является водный раствор гидросульфата щелочного металла, причем в качестве гидросульфата щелочного металла может применяться гидросульфат натрия или калия.In the hydrocarbon emulsion, the inner phase is an aqueous solution of an alkali metal hydrosulfate, and sodium or potassium hydrosulfate can be used as the alkali metal hydrosulfate.
В качестве внешней фазы обратной углеводородной эмульсии используют углеводородные растворители, например такие как: дизтопливо или нефрас, или нефтяной сольвент, или газоконденсат.As the external phase of the inverse hydrocarbon emulsion, hydrocarbon solvents are used, for example, such as diesel fuel or nefras, or an oil solvent, or gas condensate.
В качестве водоизолирующего материала используют составы на водной основе - силикат натрия или полимеры, или вязкоупругие или гелеобразующие, или осадкообразующие системы.As a water-insulating material, water-based compositions are used - sodium silicate or polymers, or viscoelastic or gel-forming, or sediment-forming systems.
В качестве взаимного органического растворителя используют изопропанол или бутилцеллозольв, или метилацетаты, или этилацетаты.As a mutual organic solvent, isopropanol or butyl cellosolve, or methyl acetate, or ethyl acetate are used.
В качестве кислотного раствора для обработки терригенных коллекторов используют глинокислоту.As an acid solution for the treatment of terrigenous reservoirs, clay acid is used.
В качестве кислотного раствора для обработки карбонатных коллекторов используют соляную кислоту.Hydrochloric acid is used as an acid solution for treating carbonate reservoirs.
Закачивают в пласт кислотный раствор в объеме, равном объему пор обрабатываемой низкопроницаемой части заглинизированной призабойной зоны, которую определяют по результатам гидродинамических исследований и/или профилю притока или приемистости.An acidic solution is pumped into the reservoir in an amount equal to the pore volume of the processed low-permeability portion of the clayed bottomhole zone, which is determined by the results of hydrodynamic studies and / or the inflow or injectivity profile.
В качестве щелочного раствора используют карбонаты натрия или калия.As an alkaline solution, sodium or potassium carbonates are used.
Закачивают в пласт щелочной раствор в объеме, равном 0,3-1,2 м3 на один метр, вскрытой мощности обрабатываемого пласта.An alkaline solution is pumped into the formation in a volume equal to 0.3-1.2 m 3 per meter of the opened capacity of the treated formation.
В технологические растворы добавляют поверхностно-активное вещество ПАВ, причем в качестве ПАВ используют водорастворимое ПАВ в количестве 0,1-1,5% от объема кислотного и/или щелочного раствора или используют нефтерастворимое ПАВ в количестве 0,1-1% от объема взаимного органического растворителя.A surfactant is added to the technological solutions, moreover, a water-soluble surfactant in the amount of 0.1-1.5% of the volume of the acid and / or alkaline solution is used as the surfactant, or an oil-soluble surfactant in the amount of 0.1-1% of the volume of the mutual organic solvent.
Закачку в пласт углеводородной эмульсии и кислотного раствора осуществляют без подъема подземного оборудования и привлечения ремонтных бригад.The hydrocarbon emulsion and the acid solution are injected into the formation without lifting the underground equipment and involving repair crews.
Блокируют неоднородные по проницаемости нефтенасыщенные пропластки путем последовательной порционной закачки обратной углеводородной эмульсии с заданными реологическими свойствами при заданном давлении и расходе, причем выбирают объем оторочек в зависимости от ширины и требуемого радиуса кольматирования.Oil-saturated interlayers that are heterogeneous in permeability are blocked by sequential batch injection of a reverse hydrocarbon emulsion with predetermined rheological properties at a given pressure and flow rate, and the volume of the rims depending on the width and the required radius of matting is chosen.
Углеводородный растворитель содержит деэмульгатор, в качестве которого используют дипроксамин-157, диссольван.The hydrocarbon solvent contains a demulsifier, which is used diproxamine-157, dissolvan.
Задают давление и расход при закачке щелочного раствора таким образом, чтобы обеспечить смешивание кислотного и щелочного растворов в заданный промежуток времени в заданном участке пласта с учетом гидропроводности низкопроницаемого интервала, фазовых проницаемостей для раствора кислоты в нефтенасыщенный коллектор и для раствора щелочи в нефтенасыщенный коллектор, насыщенный кислотой.Set the pressure and flow rate when injecting an alkaline solution in such a way as to ensure mixing of the acid and alkaline solutions in a given period of time in a given section of the formation, taking into account the low-permeability interval hydraulic conductivity, phase permeabilities for the acid solution in the oil-saturated reservoir and for the alkali solution in the oil-saturated reservoir, saturated with acid .
При закачке органического растворителя постепенно непрерывно или дискретно увеличивают давление, начиная с 10% и до 90% от давления закачки эмульсии, регистрируя при этом расход растворителя, обеспечивая заданную приемистость для каждого заглинизированного интервала с разной проницаемостью.When injecting an organic solvent, the pressure is gradually continuously or discretely increased, starting from 10% and up to 90% of the injection pressure of the emulsion, while recording the solvent flow rate, providing a given injectivity for each sealed interval with a different permeability.
При низкой приемистости пласта - менее 10 м3/сут на 1 метр интервала перфорации или менее 100 м3/сут при максимально возможном устьевом давлении, перед обработкой производят воздействие на пласт закачкой соляной кислоты.With a low injectivity of the formation - less than 10 m 3 / day per 1 meter of the perforation interval or less than 100 m 3 / day at the maximum possible wellhead pressure, treatment is performed on the formation by injection of hydrochloric acid before treatment.
Проводят технологическую выдержку во времени, достаточную для завершения химической реакции кислоты и щелочи не менее чем на 90%, причем определяют скорость и полноту реакции в зависимости от обрабатываемого объема пласта, его геолого-физических свойств, физико-химических свойств его пластовых флюидов и от пропорций закачанных технологических растворов.A technological exposure is carried out in time sufficient to complete the chemical reaction of acid and alkali by at least 90%, and the speed and completeness of the reaction are determined depending on the treated volume of the formation, its geological and physical properties, physico-chemical properties of its formation fluids and proportions pumped technological solutions.
Удаляют продукты реакции и осуществляют вызов притока из пласта путем спущенной в скважину насосной установкой или свабированием, гидроволновой, имплозионной очисткой с последующим освоением струйным насосом или компрессированием инертным газом.The reaction products are removed and the inflow from the formation is called up by a pumping unit lowered into the well or swabbing, by microwave, implosion cleaning, followed by mastering by a jet pump or by inert gas compression.
При освоении скважины изменяют депрессию на обрабатываемый интервал пласта в зависимости от вида кольматанта - создают мгновенную или регулируемую депрессию для удаления техногенной блокады из водонефтяной эмульсии или плавно увеличивают депрессию при выносе мехпримесей.During well development, the depression is changed to the processed interval of the formation, depending on the type of mud; they create an instant or controlled depression to remove anthropogenic blockade from the oil-water emulsion or smoothly increase the depression during removal of solids.
Продолжают процесс освоения скважины и пласта до выноса всех продуктов реакции - всех кольматантов и до стабилизации компонентного состава пластовых флюидов - минерализации пластовой воды, плотности и вязкости нефти, постоянство газового фактора и содержание мехпримесей в добываемой продукции.The process of well and reservoir development is continued until all reaction products — all colmatants — are removed and the component composition of the formation fluids is stabilized — formation water mineralization, oil density and viscosity, constancy of the gas factor and the content of solids in the produced products.
Продолжают процесс обработки призабойной зоны до достижения гидропроводности в околоскважинной зоне не меньшей, чем в удаленной зоне пласта (до устранения скрин-фактора).The process of treatment of the bottom-hole zone is continued until the hydraulic conductivity in the near-wellbore zone is reached no less than in the remote zone of the formation (until the screen factor is eliminated).
Эксплуатация добывающих скважин с неоднородным коллектором осложняется обводнением добываемой продукции водой, поступающей, как правило, по наиболее проницаемым пропласткам, при этом снижается поступление углеводорода в скважину из нефтенасыщенных малопроницаемых и менее обводненных пропластков. А если и имеется по ним фильтрация пластовых флюидов, то при этом происходит их кольматация АСПО, глинистыми образованиями, водоуглеводородными эмульсиями и прочими кольматантами природного и/или техногенного генезиса. В нагнетательных скважинах происходит прорыв рабочего агента по высокопроницаемым пропласткам, а низкопроницаемые пропластки остаются при этом не охвачены воздействием (заводнением).The operation of producing wells with an inhomogeneous reservoir is complicated by watering the produced products with water, which usually flows through the most permeable layers, while the flow of hydrocarbon into the well from oil-saturated low-permeable and less flooded layers is reduced. And if there is filtering of formation fluids on them, then they are sedimented by sedimentation deposits, clay formations, water-hydrocarbon emulsions, and other colmatants of natural and / or technogenic origin. In injection wells, a breakthrough of the working agent occurs in high-permeability layers, while low-permeability layers remain not affected by the impact (water flooding).
Приток нефти из пласта к забою добывающих скважин затруднен из-за образования в призабойной части техногенной радиальной зоны повышенной водонасыщенности, блокирующей приток нефти. Образование этой зоны повышенной водонасыщенности связано с проникновением в пласт воды при бурении скважины, при вскрытии пласта и при глушении его для проведения различных технологических или ремонтных операций в скважине, а также при поступлении воды в скважину из водоносных горизонтов по высокопроницаемым зонам пласта. Вода фильтруется в пласт из глинистого бурового раствора или из жидкости глушения, а также оттесняет нефть из призабойной части вглубь пласта и удерживается в порах капиллярными силами. В дальнейшем при освоении скважин при недостаточной депрессии нефть зачастую оказывается не в состоянии преодолеть капиллярное давление, удерживающее воду в низкопроницаемой части пласта, и фильтруется только по высокопроницаемой зоне пласта, а низкопроницаемая так и остается неохваченной заводнением. Это особенно актуально в гидрофильной породе, где давление, возникающее на границе раздела нефть-вода в порах, удерживает воду в пористой среде. Но если поверхность твердого тела, т.е. частиц породы, обработать гидрофобизирующими веществами, она приобретает водоотталкивающее свойство и капиллярное давление меняет свой знак на обратный, т.е. оно теперь вытесняет воду из капилляра. Это значит, что в призабойной зоне пласта вода вытесняется нефтью из мелких пор в крупные, из которых она в дальнейшем при освоении скважин легко может быть отобрана даже при малых депрессиях.The inflow of oil from the reservoir to the bottom of production wells is difficult due to the formation in the near-bottom of the technogenic radial zone of increased water saturation, blocking the flow of oil. The formation of this zone of increased water saturation is associated with the penetration of water into the formation during well drilling, during the opening of the formation and when killing it for various technological or repair operations in the well, as well as when water enters the well from aquifers through highly permeable zones of the formation. Water is filtered into the reservoir from a clay mud or from a kill fluid, and also pushes oil from the bottomhole into the reservoir and is retained in the pores by capillary forces. Later, when developing wells with insufficient depression, oil often is not able to overcome the capillary pressure that holds water in the low-permeability part of the reservoir, and is filtered only by the high-permeability zone of the reservoir, while the low-permeability remains unreached by water flooding. This is especially true in hydrophilic rock, where the pressure arising at the oil-water interface in the pores retains water in the porous medium. But if the surface of a solid, i.e. particles of the rock, treated with hydrophobic substances, it acquires a water-repellent property and capillary pressure reverses its sign, i.e. it now displaces water from the capillary. This means that in the near-wellbore zone of the formation, water is displaced by oil from small pores to large ones, from which it can be easily removed in the future during well development even with small depressions.
При определенных физико-химических и термобарических условиях в призабойной зоне может образовываться блокада из стойкой водонефтяной эмульсии, существенно снижающей приток нефти.Under certain physicochemical and thermobaric conditions, a blockage from a persistent oil-water emulsion can form in the near-well zone, which significantly reduces the flow of oil.
Особенности пород песчано-глинистых коллекторов вносят существенные ограничения при применении методов кислотного воздействия, связанных с использованием жидкостей на водной основе. Так, коллекторы содержат низкий процент растворимых в кислотах компонентов, а их высокая глинистость создает предпосылки для снижения проницаемости вследствие набухания глин в водной среде. Высокая водоудерживающая способность приводит к тому, что при попадании воды в призабойную зону пласта образуется устойчивый барьер, который резко снижает фазовую проницаемость породы для нефти. В целом, отрицательное влияние воды существенно снижает эффективность проводимых работ, а в отдельных случаях сводит эту эффективность к нулю.The rock features of sandy-clay reservoirs introduce significant limitations when applying acidic methods associated with the use of water-based fluids. Thus, collectors contain a low percentage of acid-soluble components, and their high clay content creates the prerequisites for reducing permeability due to clay swelling in the aquatic environment. High water holding capacity leads to the fact that when water enters the bottomhole formation zone, a stable barrier forms, which sharply reduces the phase permeability of the rock to oil. In general, the negative influence of water significantly reduces the effectiveness of the work, and in some cases reduces this efficiency to zero.
При фильтрации нефтей, содержащих высокомолекулярные соединения, происходит адсорбция асфальтенов и смол на порах коллектора в призабойной зоне добывающих скважин, при этом значительно сокращается ее проницаемость и снижается продуктивность скважины, прежде всего по нефти.When filtering oils containing high molecular weight compounds, asphaltenes and resins are adsorbed on the pores of the reservoir in the near-well zone of production wells, while its permeability is significantly reduced and the productivity of the well, especially oil, is reduced.
При наличии в коллекторе железосодержащих минералов происходит вынос оксида железа, что приводит к механической закупорке призабойной зоны скважины.If there are iron-containing minerals in the collector, iron oxide is removed, which leads to mechanical blockage of the bottomhole zone of the well.
Задача повышения продуктивности заглинизированных низкопроницаемых пропластков в условиях обводненности добываемой продукции и повышение приемистости низкопроницаемых пропластков при наличии зон поглощения в нагнетательных скважинах решается в данном изобретении.The task of increasing the productivity of clayed low-permeability layers in the conditions of water cut of the produced products and increasing the injectivity of low-permeable layers in the presence of absorption zones in injection wells is solved in this invention.
Сущность изобретения заключается в следующем.The invention consists in the following.
Первоначально проводят закачку в неоднородный пласт обратной углеводородной эмульсии, внутренней фазой которой является водный раствор гидросульфата щелочного металла, а внешней фазой - углеводородный растворитель, например, дизтопливо или нефрас, или нефтяной сольвент, газоконденсат и другие.Initially, an inverse hydrocarbon emulsion is injected into a heterogeneous formation, the internal phase of which is an aqueous solution of an alkali metal hydrosulfate, and the external phase is a hydrocarbon solvent, for example diesel fuel or nefras, or an oil solvent, gas condensate, and others.
При этом пропласток, имеющий более высокую проницаемость, оказывается в большей мере заблокирован проникающей (прежде всего) в него эмульсией, нежели низкопроницаемый пропласток, и таким образом создается временный экран с заданными реологическими свойствами в каждом пропластке (интервале пласта).In this case, an interlayer having a higher permeability is more blocked by an emulsion penetrating (primarily) into it than a low-permeability interlayer, and thus a temporary screen is created with desired rheological properties in each interlayer (reservoir interval).
Под заданными реологическими свойствами, прежде всего, подразумевается выбранный статический предельный (критический) градиент напряжения сдвига, создаваемый экраном из искусственной водонефтяной эмульсии в каждом интервале по мощности пласта. Выбор градиента напряжения сдвига производят из условия прорыва через установившийся радиус (радиальную толщину) каждого интервала блокирующего экрана растворителя и/или раствора кислоты, закачиваемого вслед за эмульсией. Радиальная толщина экрана выбирается и создается по соотношению проницаемостей неоднородных интервалов таким образом, чтобы обеспечить поочередный прорыв через созданные искусственные экраны в порядке, обратно пропорциональном проницаемостям этих интервалов. За счет этого происходит дифференцированное воздействие на низкопроницаемые интервалы, причем воздействие тем большее, чем меньше проницаемость. После этого проводят обработку пласта водоизолирующим материалом на водной основе, например, силикатом натрия (жидкое стекло), который проникает, прежде всего, в водонасыщенные интервалы пласта и блокирует их.By predetermined rheological properties, first of all, it is meant a selected static limit (critical) gradient of shear stress created by a screen of artificial water-oil emulsion in each interval by reservoir power. The choice of the gradient of shear stress is made from the breakthrough condition through the steady-state radius (radial thickness) of each interval of the blocking screen of the solvent and / or acid solution injected after the emulsion. The radial thickness of the screen is selected and created by the ratio of the permeabilities of inhomogeneous intervals in such a way as to provide a sequential breakthrough through the created artificial screens in an order inversely proportional to the permeabilities of these intervals. Due to this, a differentiated effect on low-permeability intervals occurs, and the effect is greater, the lower the permeability. After this, the formation is treated with a water-based water-insulating material, for example, sodium silicate (water glass), which penetrates primarily into the water-saturated intervals of the formation and blocks them.
Затем закачивают взаимный органический растворитель, в качестве которого используют головную фракцию этил- и/или бутилацетатного производства (ГФЭП и/или ГФБП) с добавкой алифатических спиртов. ГФЭП и ГФБП растворим в углеводородах и ограниченно растворим в воде. При нагнетании в пласт добывающей скважины он фильтруется, преимущественно, в нефтенасыщенный пропласток (из-за более высокой фазовой проницаемости последнего по нефти, а также из-за меньшей толщины искусственной экран - блокады из водонефтяной эмульсии), очищая при этом обрабатываемые поры и каналы фильтрации от кольматирующей эмульсии, пленочной нефти и смолистых отложений.Then, a mutual organic solvent is pumped in, using the head fraction of ethyl and / or butyl acetate production (HEPE and / or HFP) with the addition of aliphatic alcohols. HFEP and HFBP are soluble in hydrocarbons and sparingly soluble in water. When an oil well is injected into a formation, it is filtered mainly into an oil-saturated interlayer (due to the higher phase permeability of the latter in oil, as well as due to the smaller thickness of the artificial screen - blockade from oil-water emulsion), while cleaning the treated pores and filtration channels from kolmatiruyuschy emulsion, film oil and tar deposits.
Взаимный органический растворитель закачивают с постепенным дискретным увеличением давления, начиная с 10% и заканчивая 90% по сравнению с давлением закачки эмульсии, регистрируя при этом расход растворителя и обеспечивая заданную приемистость для каждого низкопроницаемого интервала пласта.Mutual organic solvent is pumped with a gradual discrete increase in pressure, starting from 10% and ending with 90% compared with the injection pressure of the emulsion, while recording the flow rate of the solvent and providing a given injectivity for each low-permeability interval of the reservoir.
Водорастворимый алифатический спирт, содержащийся в ГФЭП или ГФБП, удаляет воду, удерживаемую капиллярными силами из пористой среды, и снижает водонасыщенность в низкопроницаемой части пласта, блокирующий приток нефти.The water-soluble aliphatic alcohol contained in HFEP or HFBP removes water held by capillary forces from the porous medium and reduces water saturation in the low-permeability part of the reservoir, blocking the flow of oil.
Использование ГФЭП или ГФБП снижает межфазное поверхностное натяжение водных растворов на границе с углеводородами вплоть до нуля, что способствует созданию гомогенной системы при контакте и смешивании пластовых и закачиваемых флюидов и приводит к разрушению кольматирующей ПЗП водонефтяной эмульсии, блокирующей каналы фильтрации.The use of HFEP or HFBP reduces the interfacial surface tension of aqueous solutions at the border with hydrocarbons up to zero, which contributes to the creation of a homogeneous system in contact and mixing of reservoir and injected fluids and leads to the destruction of the clogging PZP water-oil emulsion that blocks the filtration channels.
Кроме того, ГФЭП и ГФБП позволяет предупредить образование водной блокады, поскольку он обладает гидрофобизирующими свойствами по отношению к породе пласта. При их контакте с породой пласта за счет реакции между карбоксильной группой сложных эфиров карбоновых кислот и гидроксильными группами минералов происходит их адсорбция к поверхности породы и образуется на поверхности жестко связанная мономолекулярная пленка, обладающая водоотталкивающими свойствами.In addition, HFEP and HFBP can prevent the formation of a water blockade, since it has hydrophobic properties with respect to the formation rock. Upon their contact with the formation rock due to the reaction between the carboxyl group of carboxylic acid esters and the hydroxyl groups of minerals, they adsorb to the rock surface and form a rigidly bonded monomolecular film with water-repellent properties on the surface.
Все вышеперечисленные факторы при нагнетании ГФЭП или ГФБП в пласт приводят к повышению фазовой проницаемости для нефти и улучшает условия фильтрации в низкопроницаемые зоны пласта раствора кислоты, закачиваемого вслед за ГФЭП и/или ГФБП.All of the above factors when injecting HFEP or HFBP into the formation lead to an increase in phase permeability for oil and improves the filtering conditions in the low-permeability zones of the formation of an acid solution injected after HFEP and / or HFBP.
Высокопроницаемые обводненные пропластки с большим содержанием в них технологической эмульсии и силиката натрия (большей радиальной толщиной искусственного экрана, а значит с большим статическим предельным градиентом сдвига) практически при заданных (выбранных) давлениях закачки не освобождаются от водоизолирующего агента.Highly permeable flooded interlayers with a high content of technological emulsion and sodium silicate (a larger radial thickness of the artificial screen, and therefore with a large static shear gradient) practically at given (selected) injection pressures are not exempted from the waterproofing agent.
После этого для увеличения гидропроводности низкопроницаемого пропластка закачивают раствор кислоты с добавкой гидросульфата щелочного металла и поверхностно-активного вещества. Гидросульфат щелочного металла является разглинизирующим агентом, а ПАВ добавляется для снижения поверхностного натяжения на границе с твердой породой пласта. Кислотный раствор воздействует на кислоторастворимые минералы коллектора и глинистые кольматирующие образования, диспергируя их и частично растворяя (от 5 до 15%).After that, to increase the hydroconductivity of the low permeability layer, an acid solution is injected with the addition of an alkali metal hydrosulfate and a surfactant. Alkali metal bisulfate is a proppant, and surfactants are added to reduce surface tension at the boundary with hard rock. An acidic solution acts on the acid-soluble minerals of the reservoir and clay mud formations, dispersing them and partially dissolving them (from 5 to 15%).
Темп закачки (давление и расход) кислотного раствора устанавливают в зависимости от темпа закачки растворителя, обеспечивая при этом управляемое, дифференцируемое воздействие на каждый из низкопроницаемых интервалов пласта.The rate of injection (pressure and flow rate) of the acid solution is set depending on the rate of injection of the solvent, while providing a controlled, differentiable effect on each of the low-permeability intervals of the formation.
Затем вновь закачивают взаимный органический растворитель, в качестве которого также используют головную фракцию этил- и/или бутилацетатного производства (ГФЭП и/или ГФБП) с добавкой алифатических спиртов или бутилцеллозольв или метил-этилацетат, с помощью которого кислотный раствор оттесняется вглубь низкопроницаемого пропластка, а также предназначен для недопущения преждевременного смешивания кислотного и последующего за ним щелочного растворов и их реакции нейтрализации, и, кроме того, служит для растворения асфальтенов и смол.Then, a mutual organic solvent is again pumped, which also uses the head fraction of ethyl and / or butyl acetate production (HEPE and / or HFBP) with the addition of aliphatic alcohols or butyl cellosolve or methyl ethyl acetate, with which the acid solution is pushed deep into the low permeability layer, and It is also designed to prevent premature mixing of acidic and subsequent alkaline solutions and their neutralization reactions, and, in addition, serves to dissolve asphaltenes and resins.
После закачки органического растворителя закачивают щелочной раствор, что приводит к растворению щелочнорастворимых минералов, цемента коллектора, остатков бурового раствора, отмывает от пород тяжелые углеводороды, снижает вязкость нефти за счет омыления нафтеновых кислот нефти.After injecting the organic solvent, an alkaline solution is pumped, which leads to the dissolution of alkali-soluble minerals, reservoir cement, drilling mud residues, washes heavy hydrocarbons from the rocks, and reduces the viscosity of the oil by saponification of naphthenic acids of the oil.
Причем темп закачки щелочного раствора подбирают таким образом, чтобы обеспечить смешивание кислотного и щелочного растворов в заданный промежуток времени в заданном участке пласта. Это достигается выбором соотношения давлений и объемов закачки кислотного и щелочного растворов, обеспечивая их смешение на равном расстоянии от скважины в зависимости от соотношения гидропроводности низкопроницаемого интервала, на который производят воздействие, и в зависимости от фазовых проницаемостей раствора кислоты в нефтенасыщенный коллектор и раствора щелочи в нефтенасыщенный коллектор, обработанной кислотой. При смешении кислотного и щелочного растворов (карбоната щелочного металла) происходит их взаимодействие, сопровождающееся образованием растворимых солей и двууглекислого газа, являющегося агентом, повышающим нефтеотдачу пласта (отмывающим и вытесняющим нефть из пласта). Кроме того, щелочной раствор, взаимодействуя с кислым раствором гидросульфата натрия или калия, являющегося внутренней фазой технологической эмульсии, разрушает ее.Moreover, the rate of injection of the alkaline solution is selected in such a way as to ensure mixing of the acid and alkaline solutions in a given period of time in a given section of the reservoir. This is achieved by choosing the ratio of pressures and injection volumes of acid and alkaline solutions, ensuring their mixing at an equal distance from the well, depending on the ratio of the hydraulic conductivity of the low-permeability interval, which is affected, and depending on the phase permeabilities of the acid solution into the oil-saturated reservoir and alkali solution into the oil-saturated acid treated collector. When acidic and alkaline solutions (alkali metal carbonate) are mixed, they interact, accompanied by the formation of soluble salts and bicarbonate gas, which is an agent that enhances oil recovery (washing and displacing oil from the reservoir). In addition, the alkaline solution, interacting with an acidic solution of sodium or potassium hydrogen sulfate, which is the internal phase of the technological emulsion, destroys it.
Продавливание щелочного раствора в пласт производят углеводородным растворителем в объеме, равном 0,1-0,5 м3 на 1 метр вскрытой мощности пласта с добавкой деэмульгатора. При этом в радиальном потоке от скважины происходит поршневое вытеснение щелочного раствора в пласт, и этот процесс сопровождается процессами фильтрационной дисперсии, обусловленной макро- и микронеоднородностью пород, что приводит к образованию зон взаимного смешения растворов с кислой и щелочной реакцией через буферную жидкость. Добавка деэмульгатора предназначена для предотвращения образования водонефтяных эмульсий в призабойной зоне пласта.The alkaline solution is pushed into the formation by a hydrocarbon solvent in a volume equal to 0.1-0.5 m 3 per 1 meter of the discovered power of the formation with the addition of a demulsifier. In this case, a piston displacement of the alkaline solution into the formation occurs in the radial flow from the well, and this process is accompanied by filtration dispersion processes due to macro- and microinhomogeneity of the rocks, which leads to the formation of zones for the mutual mixing of solutions with acidic and alkaline reactions through a buffer fluid. The demulsifier additive is designed to prevent the formation of oil-water emulsions in the bottomhole formation zone.
Затем проводят технологическую выдержку под давлением, удаляют продукты реакции при заданном изменении депрессии и осуществляют вызов притока из пласта до появления флюида постоянного состава.Then technological exposure is carried out under pressure, the reaction products are removed at a given change in depression, and an inflow from the formation is called up until a fluid of constant composition appears.
Для эффективного выполнения предложенной технологии могут выполняться отдельные вспомогательные операции. В частности, если приемистость скважины по воде до обработки ПЗП низкая (ниже 1 м3/сут на 1 метр интервала перфорации на 0,5 МПа репрессии, или ниже 10 м3/сут на 1 метр интервала перфорации, или ниже 100 м3/сут), то с целью повышения приемистости пласта до закачки углеводородной эмульсии проводят его обработку водным раствором соляной кислоты с добавкой гидросульфата щелочного металла.For efficient implementation of the proposed technology, separate auxiliary operations may be performed. In particular, if the injectivity of a well in water prior to processing of the bottomhole formation zone is low (below 1 m 3 / day per 1 meter of the perforation interval by 0.5 MPa repression, or below 10 m 3 / day per 1 meter of the perforation interval, or below 100 m 3 / days), then in order to increase the injectivity of the formation before injecting the hydrocarbon emulsion, it is treated with an aqueous solution of hydrochloric acid with the addition of alkali metal hydrosulfate.
Таким образом, в добывающих скважинах за счет интенсификации нефтенасыщенных интервалов увеличивается добыча нефти, снижается обводненность продукции.Thus, in production wells, due to the intensification of oil-saturated intervals, oil production increases, and water cut is reduced.
В нагнетательных скважинах за счет удаления кольматантов из низкопроницаемых интервалов увеличивается поступление воды (рабочего агента) в нефтяные пропластки, выравнивается профиль приемистости и, как следствие, увеличивается нефтеотдача залежи.In injection wells, due to the removal of colmatants from low-permeability intervals, the flow of water (working agent) into the oil interlayers increases, the injectivity profile is leveled, and, as a result, the oil recovery of the reservoir increases.
Все реагенты, используемые в заявляемом способе, выпускаются отечественной промышленностью:All reagents used in the claimed method are produced by domestic industry:
головная фракция этил- и/или бутилацетатного производства;head fraction of ethyl and / or butyl acetate production;
Эффективность предложенного способа подтверждается многочисленными (более 30 скважино-операциями) опытно-промысловыми работами на Ван-Еганском, Нивагальском, Самотлорском, Хохряковском, Кошильском, Пермяковском, Тевлино-Русском месторождениях.The effectiveness of the proposed method is confirmed by numerous (more than 30 borehole operations) field trials at the Van Yegansky, Nivagalsky, Samotlor, Khokhryakovsky, Koshilsky, Permyakovsky, Tevlino-Russian deposits.
Пример 1.Example 1
Скважина №640 Ван-Еганского месторождения пробурена на пласт до глубины 2300 м. Пластовое давление ниже первоначального на 25%. Эффективная перфорируемая мощность всего пласта равна 7 м, мощность обрабатываемого низкопроницаемого заглинизированного пропластка равна 3 м (выделена по профилю притока), радиальный размер закольматированной зоны составляет 2,2 м (скин-фактор определен по гидродинамическим исследованиям). Таким образом, общий объем обрабатываемых пор составляет 20 м3, а объем низкопроницаемых заглинизированных пор из них составляет 6 м3. Дебит скважины перед обработкой составлял по жидкости 16 м3/сут, по нефти 13 т/сут, обводненность 5%. По истории эксплуатации в 2001 году проводился на скважине гидроразрыв пласта (ГРП), при этом было закачано 6 тонн пропанта. В процессе эксплуатации скважины после ГРП произошло снижение дебита почти в 3 раза. При ремонтах выявлены наличие отложений на насосном оборудовании карбонатных солей и при очистке забоя гидровакуумными желонками - наличие глинистой фракции с АСПО. Содержание механических примесей составляло до 960 мг/л, в основном (80%) оксид железа. Перед обработкой спущено подземное оборудование ЭЦН-50-1550 на глубину 1798 м. Скважина работала в периодическом режиме, 2 часа работает, 8 часов - стоит в накоплении. Обработка пласта по предлагаемой комплексной технологии проводилась без поднятия оборудования (без привлечения бригады ПРС), остановка насоса проводилась только на время обработки и на технологическую выдержку - время реакции.Well No. 640 of the Van-Yeganskoye field was drilled into the reservoir to a depth of 2300 m. The reservoir pressure is 25% lower than the initial one. The effective perforated thickness of the entire formation is 7 m, the thickness of the processed low-permeability clayed interlayer is 3 m (highlighted by the inflow profile), the radial size of the zoned area is 2.2 m (skin factor was determined by hydrodynamic studies). Thus, the total volume of treated pores is 20 m 3 , and the volume of low-permeability clayed pores of them is 6 m 3 . The well production rate before treatment was 16 m 3 / day for liquid, 13 t / day for oil, and 5% water cut. According to the history of operation, in 2001, hydraulic fracturing was performed at the well, while 6 tons of proppant were pumped. During the operation of the well after hydraulic fracturing, there was a decrease in production rate by almost 3 times. During repairs, the presence of deposits on the pumping equipment of carbonate salts was revealed and, when cleaning the bottom with hydraulic vacuum brooms, the presence of a clay fraction with paraffin deposits. The content of solids amounted to 960 mg / l, mainly (80%) iron oxide. Before processing, the underground equipment ЭЦН-50-1550 was lowered to a depth of 1798 m. The well worked in periodic mode, it works for 2 hours, and 8 hours is in accumulation. The formation treatment according to the proposed integrated technology was carried out without raising the equipment (without involving the ORS team), the pump was stopped only for the treatment time and for the technological exposure - reaction time.
На устье готовились следующие технологические растворы:The following technological solutions were prepared at the mouth:
1. Первый состав - обратная углеводородная эмульсия в объеме 3 м3, внутренней фазой является водный раствор гидросульфата натрия, внешней фазой углеводородный растворитель - дизтопливо, стабилизатор эмульсии - нефтенол НЗ.1. The first composition is an inverse hydrocarbon emulsion in a volume of 3 m 3 , the internal phase is an aqueous solution of sodium hydrogen sulfate, the external phase is a hydrocarbon solvent - diesel fuel, and the emulsion stabilizer is neftenol NZ.
2. Второй состав водоизолирующий материал - силикат натрия 2 м3.2. The second composition of the waterproofing material is sodium silicate 2 m 3 .
3. Третий состав - органический взаимный растворитель этилированная головная фракция этилацетатного производства (ГФЭП) в объеме 2 м3.3. The third composition is an organic mutual solvent, the ethylated head fraction of ethyl acetate production (HEPE) in a volume of 2 m 3 .
4. Четвертый состав - кислотный раствор, состоящий из 5 м3 соляной кислоты 8% концентрации, плавиковой 0,04 м3 и 1,0 м3 раствора гидросульфата натрия 8% концентрации с добавками ПАВ 0,1%.4. The fourth composition is an acid solution consisting of 5 m 3 of hydrochloric acid of 8% concentration, hydrofluoric 0.04 m 3 and 1.0 m 3 of a sodium hydrosulfate solution of 8% concentration with additives of 0.1% surfactant.
5. Пятый состав - щелочной раствор карбоната натрия 10% концентрации в объеме 7 м3.5. The fifth composition is an alkaline solution of sodium carbonate of 10% concentration in a volume of 7 m 3 .
6. Шестой состав - углеводородный растворитель дизтопливо + нефрас в объеме 1,5 м3 с добавкой деэмульгатора диссольван.6. The sixth composition is a hydrocarbon solvent diesel fuel + nefras in the amount of 1.5 m 3 with the addition of dissolvan demulsifier.
Порядок обработки.Processing order.
Отключили насос. На циркуляцию через затрубное пространство заполнили скважину технологическими растворами последовательно:They turned off the pump. For circulation through the annulus, the well was filled with technological solutions sequentially:
- обратная углеводородная эмульсия в V=3 м3,- reverse hydrocarbon emulsion in V = 3 m 3 ,
- водоизолирующий материал V=2 м3,- waterproofing material V = 2 m 3 ,
- органический взаимный растворитель этилированный ГВЭП в объеме 1 м3,- organic mutual solvent leaded HEPE in a volume of 1 m 3 ,
- глинокислотный состав с гидросульфатом в объеме 6,04 м3,- clay composition with hydrosulfate in the amount of 6.04 m 3 ,
- органический взаимный растворитель в объеме 1 м3,- organic mutual solvent in a volume of 1 m 3 ,
- щелочной раствор в объеме 4 м3.- alkaline solution in a volume of 4 m 3 .
Затем закрыли буферную задвижку и продавили в пласт остаток щелочного раствора в объеме 3 м3, углеводородного растворителя в объеме 1,5 м3. Для продавки всей композиции использовали нефть в объеме 20 м3, давлением на устье 5,5 МПа.Then the buffer valve was closed and the remainder of the alkaline solution in the volume of 3 m 3 and the hydrocarbon solvent in the volume of 1.5 m 3 were pushed into the reservoir. To sell the entire composition used oil in a volume of 20 m 3 , the pressure at the mouth of 5.5 MPa.
При продавке технологических растворов в пласт для каждого технологического раствора выбирали оптимальное давление закачки (нагнетания). Закачка обратной углеводородной эмульсии производилась поочередно с производительностью 90 и 140 м3/сут, при давлениях 5 МПа и 7 МПа. Водоизолирующий материал закачали с давлением на устье 6 МПа. При этом же давлении закачали и взаимный растворитель этилированный ГФЭП. Закачка глинокислотного состава с гидросульфатом производилась с приемистостью 280 м3/сут, при давлении на устье 7 МПа. Закачали буфер из органического взаимного растворителя с расходом 180-200 м3/сут при давлении 5-6 МПа. Щелочной раствор закачали при давлении на устье 6 МПа с расходом 200 м3/сут. Продавка углеводородного растворителя проводилась с расходом 180-200 м3/сут при давлении не выше 6 МПа. Оставили скважину на реакцию в течение 3 часов. После чего запустили насос в работу. Скважина вышла через сутки на постоянный режим работы с дебитом по жидкости 74 м3/сут, по нефти 57 т/сут при обводненности 10% с Ндин=266 м. В итоге после обработки по скважине получили прирост нефти 44 т/сут.When selling technological solutions into the reservoir, for each technological solution, the optimal injection (injection) pressure was chosen. Inverse hydrocarbon emulsion was injected in series with a capacity of 90 and 140 m 3 / day, at pressures of 5 MPa and 7 MPa. The waterproofing material was pumped with a pressure at the mouth of 6 MPa. At the same pressure, a leaded HFCF was added to the mutual solvent. The clay-acid composition with hydrosulfate was injected with an injection rate of 280 m 3 / day, with a mouth pressure of 7 MPa. The buffer was pumped from an organic mutual solvent with a flow rate of 180-200 m 3 / day at a pressure of 5-6 MPa. The alkaline solution was pumped at a pressure at the mouth of 6 MPa with a flow rate of 200 m 3 / day. The sale of hydrocarbon solvent was carried out at a flow rate of 180-200 m 3 / day at a pressure of no higher than 6 MPa. Left the well for a reaction for 3 hours. Then they launched the pump into operation. In a day, the well entered a constant mode of operation with a flow rate of 74 m 3 / day for oil, 57 t / day for oil with a water cut of 10% with N dyne = 266 m. As a result, after processing through the well, an increase in oil of 44 t / day was obtained.
Пример 2.Example 2
Скважина №1538 Ван-Еганского месторождения пробурена на пласт до глубины 2150 м. Пластовое давление ниже первоначального на 20%. Эффективная нефтенасыщенная мощность пласта 4,3 м, мощность обрабатываемого низкопроницаемого заглинизированного пропластка равна 2 м (по данным геофизики), радиальный размер закольматированной зоны составляет 2,5 м. Общий объем обрабатываемых пор составляет 18,5 м3, а объем низкопроницаемых заглинизировнных пор из них составляет 4,8 м3. Ранее в 2000 году проведен ГРП с закачкой проппанта в объеме 6 тонн. В скважине был спущен электроцентробежный насос Э-20-1800 на глубину 1750 метров, дебит перед обработкой по жидкости 3 м3/сут, по нефти 1 т/сут, обводненность 68%, режим работы периодический. Работы по обработке пласта производились при подземном ремонте скважин (ПРС). Подняли насосное оборудование и нормализовали забой гидровакуумной желонкой. В депрессионной камере выявлено наличие кольматантов (глинистая фракция, смолы, асфальтены, мехпримеси в виде оксида железа). Спустили в скважину на НКТ компоновку, состоящую из имплозионной установки (патент РФ №2160825), фильтра и пакера. Первоначально компоновку с имплозионной установкой разгрузили на забой, в результате срабатывания ее, механически очистили пласт от мехпримесей в интервале перфорации. Обратной промывкой жидкостью очистили депрессионную камеру от грязи и шлама. Приподняли подвеску НКТ и воронку установили над интервалом перфорации на глубину 2030 м.Well No. 1538 of the Van Yeganskoye field was drilled into the reservoir to a depth of 2150 m. The reservoir pressure is 20% lower than the initial one. The effective oil-saturated thickness of the formation is 4.3 m, the thickness of the processed low-permeability clayey interlayer is 2 m (according to geophysics), the radial size of the zoned area is 2.5 m. The total volume of treated pores is 18.5 m 3 , and the volume of low-permeability clayed pores from them is 4.8 m 3 . In 2000, hydraulic fracturing was performed with proppant injection in the amount of 6 tons. An E-20-1800 electric centrifugal pump was launched in the well to a depth of 1750 meters, flow rate before treatment was 3 m 3 / day for oil, 1 t / day for oil, 68% water cut, periodic operation. Work on the processing of the reservoir was carried out during the underground repair of wells (ORS). They raised the pumping equipment and normalized the bottom with a hydraulic vacuum choke. Colmatants (clay fraction, resins, asphaltenes, solids in the form of iron oxide) were detected in the depression chamber. The assembly consisting of an implosion installation (RF patent No. 2160825), a filter and a packer was lowered into the well on the tubing. Initially, the assembly with the implosion installation was unloaded to the bottom, as a result of triggering it, mechanically cleaned the formation of mechanical impurities in the perforation interval. By backwashing with liquid, the depression chamber was cleaned of dirt and sludge. The tubing suspension was raised and the funnel was set above the perforation interval to a depth of 2030 m.
На устье подготовили следующие технологические растворы:The following technological solutions were prepared at the mouth:
1. Первый состав - обратная углеводородная эмульсия в объеме (V) 2 м3, внутренней фазой является водный раствор гидросульфата натрия, внешней фазой углеводородный растворитель - дизтопливо, стабилизатор эмульсии - нефтенол НЗ.1. The first composition is an inverse hydrocarbon emulsion in a volume of (V) 2 m 3 , the internal phase is an aqueous solution of sodium hydrosulfate, the external phase is a hydrocarbon solvent - diesel fuel, the emulsion stabilizer is neftenol NZ.
2. Второй состав водоизолирующий материал - силикат натрия, V=2 м3.2. The second composition of the waterproofing material is sodium silicate, V = 2 m 3 .
3. Третий состав - органический взаимный растворитель этилированный ГФЭП в объеме V=2 м3.3. The third composition is an organic mutual solvent leaded HEPEC in a volume of V = 2 m 3 .
4. Четвертый состав - кислотный раствор, состоящий из 4 м3 соляной кислоты 8% концентрации, плавиковой 0,04 м3 и 1,0 м3 раствора гидросульфата натрия 8% концентрации с добавками ПАВ 0,1%.4. The fourth composition is an acid solution consisting of 4 m 3 of hydrochloric acid of 8% concentration, hydrofluoric 0.04 m 3 and 1.0 m 3 of a sodium hydrosulfate solution of 8% concentration with additives of 0.1% surfactant.
5. Пятый состав - щелочной раствор карбоната натрия 10% концентрации в объеме 6 м3.5. The fifth composition is an alkaline solution of sodium carbonate of 10% concentration in a volume of 6 m 3 .
6. Шестой состав - углеводородный растворитель дизтопливо + нефрас в объеме 1 м3 с добавкой деэмульгатора диссольван.6. The sixth composition is a hydrocarbon solvent diesel fuel + nefras in a volume of 1 m 3 with the addition of dissolvan demulsifier.
Порядок обработки.Processing order.
На циркуляцию по трубному пространству последовательно закачали:For circulation through the tube space sequentially uploaded:
- обратную углеводородную эмульсию, V=2 м3;- reverse hydrocarbon emulsion, V = 2 m 3 ;
- водоизолирующий материал, V=2 м3;- waterproofing material, V = 2 m 3 ;
- органический взаимный растворитель этилированный ГФЭП, V=1 м3.- organic mutual solvent leaded HEPEC, V = 1 m 3 .
Затем закрыли затрубную задвижку, посадили пакер и продавили содержимое в пласт, глинокислотным составом с гидросульфатом, V=5 м3;Then the annular valve was closed, the packer was planted and the contents were pushed into the formation, with a clay-acid composition with hydrosulfate, V = 5 m 3 ;
- далее закачали органический взаимный растворитель в объеме 1 м3;- then pumped organic mutual solvent in a volume of 1 m 3 ;
- щелочной раствор в объеме 6 м3;- alkaline solution in a volume of 6 m 3 ;
- углеводородный растворитель в объеме 1 м3.- hydrocarbon solvent in a volume of 1 m 3 .
Для продавки всей композиции использовали нефть в объеме 5,7 м3, давлением на устье 7 МПа.To sell the entire composition used oil in a volume of 5.7 m 3 , the pressure at the mouth of 7 MPa.
При продавке технологических растворов в пласт для каждого технологического раствора выбирали оптимальное давление закачки. Закачка обратной углеводородной эмульсии производилась поочередно с производительностью 100 и 180 м3/сут, при устьевых давлениях 7 МПа и 9 МПа. Водоизолирующий материал закачали с давлением на устье 8 МПа. При этом же давлении закачали и взаимный растворитель этилированный ГФЭП. Закачка глинокислотного состава с гидросульфатом производилась с приемистостью 285 м3/сут, при давлении на устье 7 МПа. Закачали буфер из органического взаимного растворителя с расходом 200 м3/сут при давлении 7 МПа. Щелочной раствор закачали при давлении на устье 6,5 МПа с расходом 250 м3/сут. Продавка углеводородного растворителя проводилась с расходом 250 м3/сут при давлении не выше 6 МПа. Выдержали 3 часа на реакцию.When selling technological solutions into the reservoir, the optimal injection pressure was chosen for each technological solution. Inverse hydrocarbon emulsion was injected in series with a capacity of 100 and 180 m 3 / day, at wellhead pressures of 7 MPa and 9 MPa. The waterproofing material was pumped with a pressure at the mouth of 8 MPa. At the same pressure, the leaded HEPP mutual solvent was also pumped. The clay-acid composition with hydrosulfate was injected with an injection rate of 285 m 3 / day, with a mouth pressure of 7 MPa. The buffer was pumped from an organic mutual solvent with a flow rate of 200 m 3 / day at a pressure of 7 MPa. The alkaline solution was pumped at a pressure at the mouth of 6.5 MPa with a flow rate of 250 m 3 / day. The sale of hydrocarbon solvent was carried out with a flow rate of 250 m 3 / day at a pressure not exceeding 6 MPa. Withstood 3 hours for a reaction.
Освоение с извлечением продуктов реакции произвели методом свабирования. Извлекли со скважины при посаженном пакере 30 м3 жидкости и получили стабильный приток при динамическом уровне 450 м. Спустили насос ЭЦН-50-1300 на глубину 1705 м, получили дебит по жидкости 38 м3/сут, обводненности 42%, при динамическом уровне 971 м. Прирост по нефти составил 17 т/сут.Mastering the extraction of reaction products produced by swabbing. They extracted 30 m 3 of fluid from the well when the packer was planted and received a stable flow at a dynamic level of 450 m. They lowered the ЭЦН-50-1300 pump to a depth of 1705 m, received a fluid rate of 38 m 3 / day, water cut of 42%, with a dynamic level of 971 m. The increase in oil amounted to 17 tons / day.
На чертеже представлена оценка технологической эффективности обработки призабойной зоны с помощью технологии по предлагаемому изобретению для конкретной скважины. Эффективность геолого-технических мероприятий оценивается по методу характеристики вытеснения нефти водой (кривой обводнения), то есть по зависимости накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости. А именно, вначале по фактическим месячным данным о накопленной добыче нефти с начала разработки (круглые точки 1) путем интерполяции была построена (пунктирная линия 2) модель (Леонов В.А. Способ адаптивной оптимизации пластового давления. НПК "Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их применения". Казань, 2001 г.). Эта модель была апробирована авторами на многочисленных промысловых данных многих месторождений. Результаты сравнения предложенной В.А.Леоновым зависимости, аппроксимирующей характеристики вытеснения, с другими известными моделями показали, что она имеет наименьшую погрешность во всем диапазоне обводненностей. После обработки призабойной зоны по предлагаемому изобретению (штрихпунктирная линия 3) были замерены фактические данные по накопленной добыче нефти (треугольники 4) и сделан прогноз базового уровня накопленной добычи нефти (пунктирная линия 5) путем экстраполяции полученной модели - зависимости 2. Как видно из чертежа, за полгода эксплуатации скважины, несмотря на то, что накопленная добыча жидкости снизилась на 7 тыс.м3, но при этом накопленная добыча нефти после обработки призабойной зоны по предлагаемому изобретению увеличилась по сравнению с базовым уровнем на 2,8 тыс.тонн (интервал 6).The drawing shows an assessment of the technological efficiency of the treatment of the bottom-hole zone using the technology according to the invention for a particular well. The effectiveness of geological and technical measures is evaluated by the method of characterizing oil displacement by water (water cut curve), that is, by the dependence of cumulative oil production on cumulative liquid production. Namely, at first, based on the actual monthly data on cumulative oil production from the beginning of development (round dots 1), an interpolation (dashed line 2) was built of a model (V. Leonov. Method for adaptive optimization of reservoir pressure. NPK "Newest methods for increasing oil recovery - theory and practice of their application ". Kazan, 2001). This model has been tested by the authors on numerous field data from many fields. A comparison of the dependence proposed by V.A. Leonov approximating the displacement characteristics with other known models showed that it has the smallest error in the entire water cut range. After processing the bottom-hole zone according to the invention (dash-dotted line 3), actual data on cumulative oil production (triangles 4) were measured and the baseline level of cumulative oil production (dashed line 5) was predicted by extrapolating the obtained model - dependence 2. As can be seen from the drawing, for half-life of the well, despite the fact that accumulated liquid production decreased by 7 km3, but the cumulative oil production after treatment bottom zone of the present invention increased CPA pared with the base level of 2.8 tons (interval 6).
В таблице представлены сведения об остальных примерах реализации настоящего изобретения на Ван - Еганском месторождении.The table provides information about other examples of implementation of the present invention at the Van - Yeganskoye field.
2004116889/03
Таблица
Данные по обработке и разглинизации скважин
2004116889/03
Table
Well treatment and mud data
Claims (25)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004116889/03A RU2270913C2 (en) | 2004-06-03 | 2004-06-03 | Method for well bottom zone treatment |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004116889/03A RU2270913C2 (en) | 2004-06-03 | 2004-06-03 | Method for well bottom zone treatment |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2004116889A RU2004116889A (en) | 2005-11-10 |
| RU2270913C2 true RU2270913C2 (en) | 2006-02-27 |
Family
ID=35865325
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004116889/03A RU2270913C2 (en) | 2004-06-03 | 2004-06-03 | Method for well bottom zone treatment |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2270913C2 (en) |
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2374429C1 (en) * | 2008-04-09 | 2009-11-27 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Low-permiability reservoir bottomhole cleaning device |
| RU2383577C1 (en) * | 2008-12-23 | 2010-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Composition for removal of salt deposits in well |
| RU2411275C1 (en) * | 2010-03-12 | 2011-02-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью (Ооо) "Рн-Уфанипинефть" | Thermo- and salt-resistant mutual solvent for compositions used in oil extracting industry |
| RU2471978C1 (en) * | 2011-07-11 | 2013-01-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Treatment method of bottom-hole zone of horizontal or inclined well |
| RU2495231C1 (en) * | 2012-03-22 | 2013-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Flushing method for wells with lost-circulation formation |
| RU2506420C1 (en) * | 2012-09-13 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of formation treatment |
| RU2533393C1 (en) * | 2013-11-12 | 2014-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Large-volume acid treatment method for carbonate bed |
| RU2560158C2 (en) * | 2010-04-21 | 2015-08-20 | Сирис Энерджи, Инк. | Solubilisation of carbon-bearing materials and conversion thereof into hydrocarbons and other useful products |
| RU2592931C1 (en) * | 2015-10-29 | 2016-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of carbonate reservoir by periodic acid treatment |
| RU2595114C1 (en) * | 2015-05-04 | 2016-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method for development of carbonate reservoir with horizontal wells |
| RU2728401C1 (en) * | 2019-06-14 | 2020-07-29 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Acid treatment method of productive formation |
| RU2740986C1 (en) * | 2019-12-23 | 2021-01-22 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method of restoration of water-flooded gas or gas condensate well after hydraulic fracturing of formation |
| RU2767497C1 (en) * | 2021-09-07 | 2022-03-17 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Oil reservoir development method |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2306414C2 (en) * | 2005-09-16 | 2007-09-20 | Светлана Геннадьевна Канзафарова | Method for temporary productive reservoir interval plugging |
| CN118405401B (en) * | 2024-07-04 | 2024-09-03 | 太原理工大学 | A method for storing carbon dioxide in difficult-to-mine or unmineable coal seams |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3819520A (en) * | 1972-04-10 | 1974-06-25 | Amoco Prod Co | Mixed alcohols in well acidizing |
| RU2042807C1 (en) * | 1993-05-11 | 1995-08-27 | Алла Илларионовна Есипенко | Method for treatment of bottom-hole formation zone |
| RU2092686C1 (en) * | 1996-09-30 | 1997-10-10 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Method for treating down-hole zone of well in multiple-bed oil deposit |
| RU2106484C1 (en) * | 1997-06-03 | 1998-03-10 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Method for reagent treatment of well |
| RU2187634C2 (en) * | 2000-07-25 | 2002-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand-argillaceous reservoirs of jurassic deposits of latitudinal of region |
| 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 |
-
2004
- 2004-06-03 RU RU2004116889/03A patent/RU2270913C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3819520A (en) * | 1972-04-10 | 1974-06-25 | Amoco Prod Co | Mixed alcohols in well acidizing |
| RU2042807C1 (en) * | 1993-05-11 | 1995-08-27 | Алла Илларионовна Есипенко | Method for treatment of bottom-hole formation zone |
| RU2092686C1 (en) * | 1996-09-30 | 1997-10-10 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Method for treating down-hole zone of well in multiple-bed oil deposit |
| RU2106484C1 (en) * | 1997-06-03 | 1998-03-10 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Method for reagent treatment of well |
| RU2187634C2 (en) * | 2000-07-25 | 2002-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand-argillaceous reservoirs of jurassic deposits of latitudinal of region |
| 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 |
Cited By (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2374429C1 (en) * | 2008-04-09 | 2009-11-27 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Low-permiability reservoir bottomhole cleaning device |
| RU2383577C1 (en) * | 2008-12-23 | 2010-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Composition for removal of salt deposits in well |
| RU2411275C1 (en) * | 2010-03-12 | 2011-02-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью (Ооо) "Рн-Уфанипинефть" | Thermo- and salt-resistant mutual solvent for compositions used in oil extracting industry |
| RU2560158C2 (en) * | 2010-04-21 | 2015-08-20 | Сирис Энерджи, Инк. | Solubilisation of carbon-bearing materials and conversion thereof into hydrocarbons and other useful products |
| RU2471978C1 (en) * | 2011-07-11 | 2013-01-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Treatment method of bottom-hole zone of horizontal or inclined well |
| RU2495231C1 (en) * | 2012-03-22 | 2013-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Flushing method for wells with lost-circulation formation |
| RU2506420C1 (en) * | 2012-09-13 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of formation treatment |
| RU2533393C1 (en) * | 2013-11-12 | 2014-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Large-volume acid treatment method for carbonate bed |
| RU2595114C1 (en) * | 2015-05-04 | 2016-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method for development of carbonate reservoir with horizontal wells |
| RU2592931C1 (en) * | 2015-10-29 | 2016-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of carbonate reservoir by periodic acid treatment |
| RU2728401C1 (en) * | 2019-06-14 | 2020-07-29 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Acid treatment method of productive formation |
| RU2740986C1 (en) * | 2019-12-23 | 2021-01-22 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method of restoration of water-flooded gas or gas condensate well after hydraulic fracturing of formation |
| RU2767497C1 (en) * | 2021-09-07 | 2022-03-17 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Oil reservoir development method |
| RU2814697C1 (en) * | 2022-11-16 | 2024-03-04 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе" (МГРИ) | Method for developing oil deposit |
| RU2811132C1 (en) * | 2023-08-07 | 2024-01-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing carbonate reservoir in oil field |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2004116889A (en) | 2005-11-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
| RU2270913C2 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
| US9410405B2 (en) | Compositions and methods for enhanced hydrocarbon recovery | |
| US3556221A (en) | Well stimulation process | |
| CA2959311C (en) | Surfactant selection methods for wetting alteration in subterranean formations | |
| EP1038090B1 (en) | An improvement in placing cement slurry in wells in the presence of geological zones containing swelling clays or mud residues containing clays | |
| EA006086B1 (en) | Method for completing injection wells | |
| CA2937441C (en) | Method of improving cleanout of a wellbore | |
| RU2642738C1 (en) | Method of multi-stage treatment of injection well bottomhole zone in terrigenous and carbonate formations | |
| Al-Taq et al. | Maintaining Injectivity of Disposal Wells: From Water Quality to Formation Permeability | |
| RU2583104C1 (en) | Method for processing bottomhole formation zone | |
| US7896080B1 (en) | Method of improving hydrocarbon production from a gravel packed oil and gas well | |
| US3754599A (en) | Use of micellar solutions to improve perforating process | |
| RU2065951C1 (en) | Method of treating bottom zone of nonuniform oil bed | |
| RU2456444C2 (en) | Acid treatment method of bottom-hole oil formation zone | |
| CN1844297A (en) | Waterproof injurant and method for eliminating oil layer pollution using same | |
| RU2244111C1 (en) | Method of treating bottom zone of low-permeable oil reservoirs | |
| Rodgers et al. | A review of completions and gravel-pack techniques of the Xijiang development | |
| RU2612693C1 (en) | Method to reduce water inflow in production wells without lifting of downhole pumping equipment | |
| RU2082877C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole formation zone | |
| RU2105144C1 (en) | Method for treating down-hole zone of producing well | |
| RU2159328C1 (en) | Technique for isolation of highly penetrable intervals of seam in well | |
| RU2156353C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of oil producing well | |
| RU2228434C1 (en) | Method for preserving collector properties of well adjacent portion of productive layer | |
| RU2262591C1 (en) | Well bottomhole formation zone treatment method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060604 |