RU2208143C2 - Method of thermobarochemical treatment of bottomhole formation zone - Google Patents
Method of thermobarochemical treatment of bottomhole formation zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2208143C2 RU2208143C2 RU2001101597/03A RU2001101597A RU2208143C2 RU 2208143 C2 RU2208143 C2 RU 2208143C2 RU 2001101597/03 A RU2001101597/03 A RU 2001101597/03A RU 2001101597 A RU2001101597 A RU 2001101597A RU 2208143 C2 RU2208143 C2 RU 2208143C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- solvent
- well
- pressure
- gas
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовому комплексу, конкретно к способам воздействия на продуктивный пласт температурой, давлением и реагентами, и может быть использовано при освоении скважин после бурения, восстановления дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин, находящихся в эксплуатации, но снизивших фильтрационные характеристики по причине закупоривания призабойной зоны пласта различными кольматирующими веществами: остатками бурового раствора, асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО), продуктами коррозии, коллоидными частицами сульфида железа и т.п. The invention relates to an oil and gas complex, specifically to methods for influencing a reservoir, temperature, pressure and reagents, and can be used in well development after drilling, restoration of production flow rates and injectivity of injection wells that are in operation, but have reduced filtration characteristics due to blockage of the bottom hole formation with various colmatizing substances: mud residues, asphalt-resin-paraffin deposits (paraffin deposits), corrosion products, col iron particles of iron sulfide, etc.
Известен способ воздействия на призабойную зону пласта, включающий создание циркуляции жидкости через колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с выходом через межтрубное пространство на дневную поверхность, циклическое нагнетание компрессором воздушных пробок в НКТ на глубину, обеспечиваемую возможностью компрессора, продавливание их вниз жидкостью (водой) давлением насоса, превышающим давлением компрессора, и последующее снижение давления в призабойной зоне пласта путем выталкивания воздушных столбов (пробок) из колонны НКТ в межтрубное пространство. При этом циклическое нагнетание компрессором воздушных пробок и их продавливание водой повторяют до прекращения выноса шлама из межтрубного пространства. (RU 2085720, кл. Е 21 В 43/25, 1997)
Недостатком данного способа является использование воздуха для создания депрессии на пласт, что может привести к образованию в скважине взрывоопасной смеси.There is a method of influencing the bottomhole formation zone, including creating a fluid circulation through the tubing string (tubing) with access through the annulus to the surface, cycling compressor air plugs into the tubing to a depth provided by the compressor, pushing them down with liquid (water) ) pump pressure in excess of compressor pressure, and a subsequent decrease in pressure in the bottomhole formation zone by expelling air columns (plugs) from the tubing string to the intern ugly space. In this case, cyclic compressor pumping of air plugs and their forcing with water is repeated until the removal of sludge from the annulus ceases. (RU 2085720, CL E 21 B 43/25, 1997)
The disadvantage of this method is the use of air to create depression on the reservoir, which can lead to the formation of an explosive mixture in the well.
Известен также способ очистки скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений (А. С. СССР 1810496, кл. Е 21 В 37/06, 1993), принятый за прототип, в соответствии с которым в скважину циклически нагнетают в трубное или затрубное пространство углеводородный газ, который перед нагнетанием нагревают. Процесс нагнетания углеводородного газа и снижения давления осуществляют в пульсирующем режиме с периодическими остановками. После завершения процесса снижения давления колонну подъемных труб и затрубное пространство сообщают с атмосферой до окончания процесса удаления из скважины шламовых отложений. При этом нагнетание и повышение температуры углеводородного газа осуществляют путем его эжектирования паром или нагретой жидкостью (водой) высокого давления, а резкое снижение давления в колонне подъемных труб и в затрубном пространстве осуществляют поочередно. There is also a method of cleaning wells from asphalt-resin-paraffin deposits (A. S. USSR 1810496, class E 21 B 37/06, 1993), adopted as a prototype, according to which hydrocarbon gas is cyclically injected into a pipe or annular space, which before heated by heating. The process of pumping hydrocarbon gas and reducing the pressure is carried out in a pulsating mode with periodic stops. After completion of the pressure reduction process, the riser string and annulus communicate with the atmosphere until the process of removing slurry deposits from the well is completed. In this case, the injection and increase in the temperature of the hydrocarbon gas is carried out by ejecting it with steam or a heated high-pressure liquid (water), and a sharp decrease in pressure in the column of lifting pipes and in the annulus is carried out alternately.
Недостатком способа является низкая эффективность очистки призабойной зоны от шламовых отложений, т.к. без специальных углеводородных растворителей и поверхностно-активных веществ АСПО при нагревании в воде лишь разжижаются, и из них, вместе с тяжелыми неорганическими шламовыми частицами, образуются трудно удаляемые из скважины липкие, мазеобразные пробки. Кроме того, подача к обрабатываемой скважине углеводородного газа требует больших материальных затрат и не всегда может быть осуществлена на практике. The disadvantage of this method is the low efficiency of cleaning the bottom-hole zone from sludge deposits, because without special hydrocarbon solvents and surfactants, ARPDs only liquefy when heated in water, and from them, together with heavy inorganic sludge particles, sticky, ointment-like plugs that are difficult to remove from the well are formed. In addition, the supply of hydrocarbon gas to the processed well requires large material costs and can not always be carried out in practice.
Известен кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны пласта, который, наряду со смесью водных растворов ингибированной соляной и фтористо-водородной кислот и поверхностно-активного вещества, дополнительно содержит в эмульгированном виде эффективный растворитель АСПО (RU 2131972, кл. Е 21 В 43/ 27,1999). Known acidic surface-active composition for treating the bottom of the formation, which, along with a mixture of aqueous solutions of inhibited hydrochloric and hydrofluoric acids and a surfactant, additionally contains in emulsified form an effective ASPO solvent (RU 2131972, class E 21 B 43 / 27.1999).
Недостатком данного состава является снижение его пептизирующей и растворяющей способности по отношению к АСПО и другим неорганическим отложениям с понижением в обрабатываемой скважине температуры в призабойной зоне. The disadvantage of this composition is the decrease in its peptizing and dissolving ability in relation to paraffin deposits and other inorganic deposits with a decrease in temperature in the well being treated in the bottomhole zone.
Наиболее близким к заявляемому является способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий нагнетание в скважину водяного пара с растворителем АСПО (RU 2001247, 1993). Closest to the claimed is a method of removing asphalt-resin-paraffin deposits, including injection into the well of water vapor with a paraffin solvent (RU 2001247, 1993).
Недостаток способа - низкая эффективность очистки призабойной зоны от неорганических отложений. The disadvantage of this method is the low efficiency of cleaning the bottom-hole zone from inorganic deposits.
Предлагаемый термобарохимический способ воздействия на призабойную зону пласта лишен указанных недостатков. The proposed thermobarochemical method of influencing the bottomhole formation zone is devoid of these disadvantages.
Это достигается тем, что в предлагаемом способе водяной пар нагнетают в трубное или затрубное пространство скважины через эжектор на глубину, обеспечиваемую возможностями применяемого парогенератора, сжимают и далее продавливают на забой скважины задавочной жидкостью давлением насоса, превышающим давление, развиваемое парогенератором, с последующим снижением давления в призабойной зоне пласта, при этом процесс нагнетания пара в скважину одновременно сопровождают эжектированием паром растворителя в виде летучего углеводорода, например, газового конденсата или широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), имеющих температуру кипения в пределах 35-50oС, а в качестве задавочной жидкости используют кислотный поверхностно-активный состав, включающий смесь ингибированной соляной и фтористо-водородной кислот, неионогенного поверхностно-активного вещества, воды, эффективного растворителя АСПО в эмульгированном виде при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Ингибированная соляная кислота (в пересчете на НСl) - 5,0-23,0
Фтористо-водородная кислота - 2,0-10,0
Неионогенное поверхностно-активное вещество - 1,0-5,0
Растворитель АСПО - 5,0-25,0
Вода - Остальное
где в качестве растворителя АСПО применяют углеводороды ароматического ряда, например толуол-ксилольную фракцию.This is achieved by the fact that in the proposed method, water vapor is injected into the pipe or annular space of the well through the ejector to a depth provided by the capabilities of the used steam generator, it is compressed and then squeezed into the bottom of the well by the filling liquid with a pump pressure exceeding the pressure developed by the steam generator, with a subsequent decrease in pressure in near the bottom of the formation, while the process of injecting steam into the well is simultaneously accompanied by steam ejection of a solvent in the form of a volatile hydrocarbon, for example measures, gas condensate or natural gas liquids (NGL) having a boiling point in the range 35-50 o C, and as the acidic zadavochnoy liquid surfactant composition comprising a mixture of an inhibited hydrochloric and hydrofluoric acids, a nonionic surfactant substances, water, an effective AFS solvent in emulsified form in the following ratio of components, wt. %:
Inhibited hydrochloric acid (in terms of Hcl) - 5.0-23.0
Hydrofluoric acid - 2.0-10.0
Nonionic surfactant 1.0-5.0
AFS solvent - 5.0-25.0
Water - Else
where aromatic hydrocarbons, for example, the toluene-xylene fraction, are used as the AFS solvent.
Высокая эффективность предлагаемого способа воздействия на призабойную зону пласта связана с теми обстоятельствами, что при совместном нагнетании в скважину пара и легколетучего углеводородного растворителя, в результате перехода последнего в газообразное состояние, резко возрастает объем нагнетаемой парогазовой фазы и повышается давление нагнетания (репрессия на пласт), которое, после того как будут исчерпаны возможности ППУ, дополнительно поддерживают до определенного значения, необходимого для сжатия парогазовой фазы в упругую пробку и ее проталкивания на забой скважины задавочной жидкостью под давлением высоконапорного насосного агрегата. Поэтому, в отличие от известного способа-прототипа, в предлагаемом способе отпадает необходимость в какой-либо дополнительной подаче с паром углеводородного газа, а замещение после проталкивания парогазовой пробки в призабойной зоне холодной скважинной жидкости на вышеуказанный горячий кислотный поверхностно-активный состав при одновременном создании депрессии на пласт резко ускоряет пептизацию и очистку пласта как от АСПО, так и прочих неорганических отложений. The high efficiency of the proposed method for influencing the bottom-hole zone of the formation is associated with the fact that when steam and a volatile hydrocarbon solvent are injected into the well, as a result of the latter's transition to a gaseous state, the volume of the injected vapor-gas phase sharply increases and the injection pressure increases (repression to the formation), which, after the PPU capabilities are exhausted, they additionally support up to a certain value necessary to compress the vapor-gas phase into elastic timid and its push on zadavochnoy downhole fluid pressure of high-pressure pump unit. Therefore, in contrast to the known prototype method, the proposed method eliminates the need for any additional supply of hydrocarbon gas with steam, and substitution after pushing the gas-vapor plug in the bottomhole zone of the cold well fluid onto the above hot acidic surface-active composition while creating depression per formation dramatically accelerates the peptization and cleaning of the formation from both paraffin deposits and other inorganic deposits.
На практике возможны два варианта реализации предлагаемого способа воздействия на призабойную зону обрабатываемой скважины: путем нагнетания пара и легколетучего углеводородного растворителя через НКТ и вывод шламовых загрязнений из скважины через межтрубное пространство и, наоборот, путем нагнетания пара и легколетучего углеводородного растворителя через межтрубное пространство и удаления шламовых отложений через НКТ. Первый вариант обработки все же более предпочтителен, т.к. при этом варианте исключается вероятность попадания шламовых загрязнений в НКТ и сборный коллектор. In practice, there are two possible ways of implementing the proposed method for impacting the bottomhole zone of a well being treated: by injecting steam and a volatile hydrocarbon solvent through the tubing and removing slurry contaminants from the well through the annulus and, conversely, by injecting steam and volatile hydrocarbon solvent through the annulus and removing slurry deposits through tubing. The first processing option is still preferable, because this option eliminates the possibility of sludge contamination entering the tubing and prefabricated reservoir.
В качестве примера на чертеже показана одна из возможных схем реализации предлагаемого способа, где: 1 - обсадная колонна с 2 - интервалом перфорации продуктивного пласта, 3 - затрубное пространство, 4 - трубопровод, 5 - задвижка, 6 - колонна насосно-компрессорных труб (НКТ), 7 - выкидная линия, 8 - паропровод, 9 - задвижка, 10 - эжектор, 11 - обратный клапан, 12 - датчик давления, 13 - парогенерирующая установка (ППУ), 14 - трубопровод, 15 - задвижка, 16 - емкость с легколетучим углеводородным растворителем, 17 - трубопровод, 18 - задвижка, 19 - насосный агрегат высокого давления, 20 - трубопровод, 21 - емкость с задавочной жидкость, 22 и 23 датчики давления, 24 - задвижка. As an example, the drawing shows one of the possible implementation schemes of the proposed method, where: 1 - casing with 2 - interval of perforation of the reservoir, 3 - annulus, 4 - pipeline, 5 - valve, 6 - tubing string (tubing ), 7 - flow line, 8 - steam line, 9 - valve, 10 - ejector, 11 - check valve, 12 - pressure sensor, 13 - steam generating unit (PPU), 14 - pipeline, 15 - valve, 16 - tank with volatile hydrocarbon solvent, 17 - pipeline, 18 - valve, 19 - pump unit high yes Lenia, 20 - conduit 21 - zadavochnoy container of liquid 22 and pressure sensors 23, 24 - the valve.
По схеме, приведенной на чертеже, предлагаемый способ реализуется следующим образом. According to the scheme shown in the drawing, the proposed method is implemented as follows.
При закрытых задвижках 15, 18 и 24 и открытых задвижках 5 и 9 по паропроводу 8 в обрабатываемую скважину по НКТ нагнетают пар. With closed valves 15, 18 and 24 and open valves 5 and 9, steam is pumped through the tubing 8 through the tubing to the well being processed.
В начальный момент основной объем нагнетаемого в охлажденную скважину пара конденсируется, отдавая тепло на нагрев НКТ и верхний слой скважинной жидкости, находящейся в НКТ. При этом скважинная жидкость из межтрубного пространства по трубопроводу 4 при открытой задвижке 5 в емкость улавливания продуктов очистки (не показана) практически не поступает. At the initial moment, the main volume of steam injected into a chilled well condenses, giving off heat to heat the tubing and the upper layer of the borehole fluid located in the tubing. In this case, the borehole fluid from the annular space through the pipeline 4 with the open valve 5 in the tank for trapping cleaning products (not shown) practically does not enter.
В дальнейшем, с повышением температуры нагрева НКТ, процесс конденсации пара замедляется, и неконденсируемая парообразная фаза в НКТ под давлением нагнетания, развиваемым парогенератором, начинает постепенно сжиматься, что проявляется в увеличенном выходе скважинной жидкости из межтрубного пространства по трубопроводу 4 и в увеличении разности показаний давления на датчиках 23 и 22. После чего задвижку 5 на трубопроводе 4 закрывают, открывают задвижку 15, и из емкости 16 по трубопроводу 14 подают в камеру низкого давления эжектора 10 легколетучий углеводородный растворитель, например широкую фракцию легких углеводородов ШФЛУ. Subsequently, with an increase in the temperature of heating of the tubing, the steam condensation process slows down, and the non-condensable vapor phase in the tubing under the injection pressure developed by the steam generator begins to gradually compress, which is manifested in an increased outlet of the borehole fluid from the annulus through pipeline 4 and in an increase in the difference in pressure readings on the sensors 23 and 22. After that, the valve 5 on the pipe 4 is closed, the valve 15 is opened, and from the tank 16 through the pipe 14 is fed to the low-pressure chamber of the ejector 10 a hydrocarbon solvent, for example, a wide fraction of light hydrocarbons, NGL.
Как показывают расчеты, для того чтобы заполнить весь объем НКТ углеводородным газом, образующимся при испарении ШФЛУ (даже при самом большом внутреннем диаметре НКТ, равным 100 мм, и длине НКТ, равной 2000 м) достаточно эжектировать в паропровод около 300 л ШФЛУ. As calculations show, in order to fill the entire volume of tubing with hydrocarbon gas generated during the evaporation of BFLH (even with the largest inner diameter of the BNC equal to 100 mm and the length of the tubing equal to 2000 m) it is sufficient to eject about 300 L of BFLH into the steam line.
Образуемый в НКТ из ШФЛУ углеводородный газовый столб оказывает большее сопротивление его сжатию и проталкиванию вниз к башмаку НКТ, чем нагнетание одной паровой фазой. Поэтому давление нагнетания, регистрируемое на устье скважины датчиком 23, будет возрастать быстрее, чем повышение давления, показываемое датчиком 12, установленном на линии после парогенератора 13 перед обратным клапаном 11. Это, в свою очередь, ведет к снижению скорости подачи пара на эжектор 10 и, как следствие, к снижению поступления объема ШФЛУ на эжектор 10. The hydrocarbon gas column formed in the tubing from NGL exerts greater resistance to its compression and pushing down to the tubing shoe than injection by one vapor phase. Therefore, the injection pressure recorded at the wellhead by the sensor 23 will increase faster than the pressure increase shown by the sensor 12 installed on the line after the steam generator 13 in front of the check valve 11. This, in turn, leads to a decrease in the rate of steam supply to the ejector 10 and , as a result, to reduce the flow of BFLH to the ejector 10.
При выравнивании показаний давлений на датчиках 12 и 23 эжектирование ШФЛУ паром прекращается. When the pressure readings on the sensors 12 and 23 are equalized, the ejection of NGL by steam is stopped.
При достижении такого состояния задвижки 9 и 15 закрывают, а по трубопроводу 17 при открытой задвижке 18 с помощью высоконапорного агрегата 19 в скважину под давлением, превышающим максимальное давление, развиваемое парогенератором, закачивают задавочную жидкость, поступающую в агрегат по трубопроводу 20 из емкости 21. When this state is reached, the valves 9 and 15 are closed, and through the pipe 17 with the valve 18 open, with the help of a high-pressure unit 19, the filling fluid is pumped into the unit through a pipe 20 from the tank 21 with a pressure exceeding the maximum pressure developed by the steam generator.
При этом, чтобы исключить всплывание в продавочной жидкости газовых пузырей, расход закачиваемой продавочной жидкости в НКТ должен быть в пределах 350-400 л/мин. Из серийно выпускаемого оборудования для данной цели можно использовать насосные агрегаты типа АН-700 или ЦА-320. At the same time, in order to prevent gas bubbles from floating in the squeezing fluid, the flow rate of the pumped squeezing fluid in the tubing should be in the range of 350-400 l / min. From commercially available equipment for this purpose, pumping units of the AN-700 or TSA-320 type can be used.
При закачке в НКТ задавочной жидкости под давлением, превышающим давление нагнетания ППУ, находящийся в НКТ столб парогазовой смеси сжимается, как пружина, и в виде упругой газовой пробки проталкивается вниз до башмака НКТ. When the filling fluid is pumped into the tubing under a pressure exceeding the injection pressure of the PUF, the column of the vapor-gas mixture located in the tubing is compressed like a spring, and is pushed down to the tubing shoe in the form of an elastic gas plug.
В тот момент, когда сжатая парогазовая пробка начинает выталкиваться из НКТ в межтрубное пространство, давление нагнетания (репрессия на пласт), фиксируемое датчиком давления 23, достигает максимального значения. В этот момент задвижку 18 закрывают и открывают задвижку 5, сбрасывая тем самым давление нагнетания в межтрубном пространстве. At the moment when the compressed vapor-gas plug begins to be pushed out of the tubing into the annulus, the injection pressure (repression to the reservoir), recorded by the pressure sensor 23, reaches its maximum value. At this point, the valve 18 is closed and the valve 5 is opened, thereby relieving the discharge pressure in the annulus.
При этом сжатая как пружина парогазовая пробка при выталкивании из НКТ в межтрубное пространство быстро растягивается и разрывается на множество парогазовых пузырей различной величины, которые за счет пульсации пузырей при их всплытии ("расширение-сжатие") приводят к тому, что повышение депрессии на призабойную зону пласта идет в переменном импульсно-вибрационном режиме в среде горячего ПАВ-кислотного состава. Все это способствует расплавлению, интенсивной пептизации и растворению АСПО и прочих шламовых загрязнений, а также энергичному и нестационарному отсосу из пласта различных кольматирующих частиц (глины, продуктов коррозии, сульфида железа и т.п.). In this case, the gas-vapor plug compressed as a spring when pushed out from the tubing into the annular space quickly stretches and breaks into many gas-vapor bubbles of various sizes, which, due to the pulsation of the bubbles when they emerge ("expansion-compression"), lead to an increase in depression on the bottom-hole zone the formation is in an alternating pulse-vibrational mode in the environment of a hot surfactant-acid composition. All this contributes to the melting, intensive peptization and dissolution of paraffin deposits and other sludge contaminants, as well as vigorous and unsteady suction of various clogging particles (clay, corrosion products, iron sulfide, etc.) from the reservoir.
При вытеснении продавочной жидкостью из НКТ в межтрубное пространство парогазовой фазы депрессия на пласт достигает максимального значения, и некоторый промежуток времени, зависящий от объема вытесняемой парогазовой фазы, поддерживается на одном уровне. При этом в призабойной зоне холодная скважинная жидкость замещается на горячую задавочную жидкость, а парогазовые пузыри, вынося из призабойной зоны вместе со скважинной жидкостью различные шламовые загрязнения, выводятся через межтрубное пространство и по трубопроводу 4 сбрасываются в специально отведенную емкость (не показана). Снижение депрессии на пласт продолжается до тех пор, пока не завершится дополнительное термохимическое воздействие на призабойную зону пласта горячим ПАВ-кислотным составом и не выровняются давления в НКТ и затрубном пространстве, фиксируемые датчиками 22 и 23. После чего, если в этом есть необходимость, цикл нагнетания в скважину пара с одновременной эжекционой подачей легколетучего углеводородного растворителя, например ШФЛУ, с последующим сжатием и продавливанием парогазовой пробки к забою скважины продавочной жидкостью с помощью насоса высокого давления, может быть повторен. When a vapor-gas phase is displaced by squeezing fluid from the tubing into the annulus, the depression on the formation reaches its maximum value, and a certain period of time, depending on the volume of the vapor-gas phase displaced, is maintained at the same level. In this case, in the near-wellbore zone, cold well fluid is replaced by hot filling fluid, and gas-vapor bubbles, carrying various sludge contaminants from the bottom-hole zone together with the well fluid, are discharged through the annulus and discharged through pipe 4 into a specially allocated tank (not shown). The decrease in depression on the formation continues until the additional thermochemical effect on the bottom-hole zone of the formation with a hot surfactant-acid composition is completed and the pressure in the tubing and the annulus fixed by sensors 22 and 23 are equalized. Then, if necessary, the cycle injecting steam into the well with simultaneous ejection supply of a volatile hydrocarbon solvent, such as BFLH, followed by compression and forcing the vapor-gas plug to the bottom of the well with squeezing liquid using high pressure suction can be repeated.
Однако, как показали испытания предлагаемого термобарохимического способа воздействия на призабойную зону пласта (с применением парогенерирующей установки ППУ 1600-100, агрегата ЦА-320 и расходах на обработку одной скважины ШФЛУ в пределах 300-350 л и задавочной жидкости в пределах 4,5 - 5,0 м3), уже после первого цикла обработки происходит не только очистка призабойной зоны от шламовых загрязнений и восстановление фильтрационных характеристик пласта, но, в ряде случаев, имеет место даже улучшение их первоначальных значений.However, as shown by tests of the proposed thermobarochemical method of influencing the bottom-hole formation zone (using the PPU 1600-100 steam generating unit, the CA-320 unit and the costs of processing one BFLH well in the range of 300-350 l and filling fluid in the range of 4.5 - 5 , 0 m 3 ), already after the first treatment cycle, not only the bottom-hole zone is cleaned of sludge contaminants and the filtration characteristics of the formation are restored, but, in some cases, there is even an improvement in their initial values.
Claims (1)
Ингибированная соляная кислота (в пересчете на HCl) - 5,0 - 23,0
Фтористо-водородная кислота - 2,0 - 10,0
Неионогенное поверхностно-активное вещество - 1,0 - 5,0
Растворитель АСПО - 5,0 - 25,0
Вода - Остальное
а в качестве растворителя применяют фракцию ароматических углеводородов, например толуолксилольную фракцию.Thermobarochemical method of influencing the bottom-hole zone of the formation, including injecting water vapor into the well at the same time as solvent, characterized in that the steam is injected into the pipe or annulus of the well through an ejector to a depth provided by the capabilities of the steam generator used, it is compressed and then forced into the bottom of the well with filling fluid pump pressure in excess of the pressure developed by the steam generator, followed by a decrease in pressure in the bottomhole formation zone, the injection process pa into the well simultaneously accompany ejecting vapor of the solvent in a volatile hydrocarbon, for example gas condensate or a wide fraction of light NGL hydrocarbons having a boiling point in the range 35-50 o C, at the same time as the acidic zadavochnoy liquid surfactant composition comprising a mixture inhibited hydrochloric and hydrofluoric acids, a nonionic surfactant, water, an effective solvent for paraffin deposits (asphalt-resin-paraffin deposits) in emulsified form and the following component ratio, wt.%:
Inhibited hydrochloric acid (in terms of HCl) - 5.0 - 23.0
Hydrofluoric acid - 2.0 - 10.0
Nonionic surfactant 1.0 - 5.0
AFS solvent - 5.0 - 25.0
Water - Else
and as a solvent, a fraction of aromatic hydrocarbons, for example, a toluenexylene fraction, is used.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001101597/03A RU2208143C2 (en) | 2001-01-18 | 2001-01-18 | Method of thermobarochemical treatment of bottomhole formation zone |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001101597/03A RU2208143C2 (en) | 2001-01-18 | 2001-01-18 | Method of thermobarochemical treatment of bottomhole formation zone |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2001101597A RU2001101597A (en) | 2003-01-10 |
| RU2208143C2 true RU2208143C2 (en) | 2003-07-10 |
Family
ID=29209237
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001101597/03A RU2208143C2 (en) | 2001-01-18 | 2001-01-18 | Method of thermobarochemical treatment of bottomhole formation zone |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2208143C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2275498C2 (en) * | 2003-07-30 | 2006-04-27 | Александр Яковлевич Хавкин | Method to apply heat to hydrocarbon deposit |
| RU2399754C1 (en) * | 2009-09-11 | 2010-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Heavy or bituminous oil production method |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8939208B2 (en) * | 2011-06-13 | 2015-01-27 | Nalco Company | Additives for improving hydrocarbon recovery |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4625803A (en) * | 1985-05-20 | 1986-12-02 | Shell Western E&P Inc. | Method and apparatus for injecting well treating liquid into the bottom of a reservoir interval |
| US4668408A (en) * | 1984-06-04 | 1987-05-26 | Conoco Inc. | Composition and method for treatment of wellbores and well formations containing paraffin |
| RU2001247C1 (en) * | 1992-02-21 | 1993-10-15 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефт ной промышленности | Method for extracting asphalt tar paraffin deposition from well |
| RU2060378C1 (en) * | 1993-04-06 | 1996-05-20 | Александр Константинович Шевченко | Method for developing oil stratum |
| RU2067160C1 (en) * | 1994-02-16 | 1996-09-27 | Марат Халимович Салимов | Method for removing of asphalt-resin-wax accumulation |
| SU1542134A1 (en) * | 1986-12-10 | 1996-10-10 | Коми филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов | Method for treating gas seam critical area |
| RU2131972C1 (en) * | 1998-03-25 | 1999-06-20 | Позднышев Геннадий Николаевич | Acid surfactant composition for treatment of bottom-hole zone |
| GB2339583A (en) * | 1998-06-18 | 2000-02-02 | Wood Group Production Technolo | Method and apparatus for injecting fluid into wells |
-
2001
- 2001-01-18 RU RU2001101597/03A patent/RU2208143C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4668408A (en) * | 1984-06-04 | 1987-05-26 | Conoco Inc. | Composition and method for treatment of wellbores and well formations containing paraffin |
| US4625803A (en) * | 1985-05-20 | 1986-12-02 | Shell Western E&P Inc. | Method and apparatus for injecting well treating liquid into the bottom of a reservoir interval |
| SU1542134A1 (en) * | 1986-12-10 | 1996-10-10 | Коми филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов | Method for treating gas seam critical area |
| RU2001247C1 (en) * | 1992-02-21 | 1993-10-15 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефт ной промышленности | Method for extracting asphalt tar paraffin deposition from well |
| RU2060378C1 (en) * | 1993-04-06 | 1996-05-20 | Александр Константинович Шевченко | Method for developing oil stratum |
| RU2067160C1 (en) * | 1994-02-16 | 1996-09-27 | Марат Халимович Салимов | Method for removing of asphalt-resin-wax accumulation |
| RU2131972C1 (en) * | 1998-03-25 | 1999-06-20 | Позднышев Геннадий Николаевич | Acid surfactant composition for treatment of bottom-hole zone |
| GB2339583A (en) * | 1998-06-18 | 2000-02-02 | Wood Group Production Technolo | Method and apparatus for injecting fluid into wells |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2275498C2 (en) * | 2003-07-30 | 2006-04-27 | Александр Яковлевич Хавкин | Method to apply heat to hydrocarbon deposit |
| RU2399754C1 (en) * | 2009-09-11 | 2010-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Heavy or bituminous oil production method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6672392B2 (en) | Gas recovery apparatus, method and cycle having a three chamber evacuation phase for improved natural gas production and down-hole liquid management | |
| RU2376455C2 (en) | Method of chemical reagent impulsive implosion bottom hole treatment, equipment for its execution, pressure impulse generator | |
| RU2261986C1 (en) | Method for complex well bottom zone treatment | |
| CN107454926A (en) | Methods and systems for pressurizing harsh fluids | |
| RU2208143C2 (en) | Method of thermobarochemical treatment of bottomhole formation zone | |
| US3014531A (en) | Method of cleaning oil wells | |
| RU99111983A (en) | WELL PRODUCTION METHOD AND DEPTH PUMP DEVICES FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| US1999146A (en) | Method of increasing the production of wells | |
| RU2004116889A (en) | METHOD FOR TREATING A BOREHOLE BOTTOM ZONE | |
| RU2527433C1 (en) | Method for borehole bottom flushing | |
| RU2183742C2 (en) | Method of formation producing zone treatment | |
| RU2138696C1 (en) | Method of operation of pump ejector well pulse unit | |
| RU2012782C1 (en) | Method for development of gas-and-oil and gas-oil-condensate fields | |
| RU2213861C1 (en) | Method of treatment of bottomhole formation zone | |
| RU2007129969A (en) | METHOD OF REPRESSION-DEPRESSION-IMPLOSION PROCESSING OF BOTTOMFLOUR ZONE | |
| RU2247228C2 (en) | Method for extraction of hydrocarbon deposit with sole water and extraction of hydrocarbon by sucker-rod compressor pump with separated intake of hydrocarbon and water | |
| RU2067160C1 (en) | Method for removing of asphalt-resin-wax accumulation | |
| RU2138621C1 (en) | Down-hole sucker rod pump | |
| RU55869U1 (en) | DEVICE FOR CLEANING A WELL AFTER HYDRAULIC FRACTURE | |
| RU2237805C1 (en) | Method for treatment of face-adjacent well zone | |
| RU2085720C1 (en) | Method of stimulation on bottom-hole zone of reservoir | |
| RU2095546C1 (en) | Method for treatment of wells | |
| RU2148164C1 (en) | Method of thermo-gas-chemical cleaning of bottom-hole formation zone | |
| CN106194142A (en) | A kind of horizontal well volume fracturing is with spiral double-deck diversion oil pipe | |
| RU2296216C1 (en) | Well development method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 19-2003 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090119 |