RU2023143C1 - Method for treatment of bottom-hole formation zone of producing well - Google Patents
Method for treatment of bottom-hole formation zone of producing well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2023143C1 RU2023143C1 SU5034187A RU2023143C1 RU 2023143 C1 RU2023143 C1 RU 2023143C1 SU 5034187 A SU5034187 A SU 5034187A RU 2023143 C1 RU2023143 C1 RU 2023143C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- surfactant
- microemulsion
- solvent
- injection
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойных зон добывающих скважин для продуктивных мало- и среднепроницаемых пластов. The invention relates to the oil industry and can be used in the treatment of bottom-hole zones of production wells for productive low- and medium-permeable formations.
Известен способ кислотной обработки призабойной зоны добывающих скважин, включающий закачку в призабойную зону кислотного раствора. Недостатком способа является повышенная скорость растворения породы в кислотном растворе, малая глубина обработки и нерастворимость асфальтосмолопарафиновых отложений. A known method of acid treatment of the bottom-hole zone of producing wells, including the injection into the bottom-hole zone of an acid solution. The disadvantage of this method is the increased rate of dissolution of the rock in an acid solution, a shallow depth of processing and the insolubility of asphalt-resin-paraffin deposits.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойных зон добывающих скважин, включающий закачку в призабойную зону кислотной микроэмульсии [1] . Недостатком способа-прототипа является быстрое обводнение продукции скважины вследствие быстрого восстановления водопроницаемости и снижения добычи нефти. Closest to the proposed invention in technical essence and the achieved result is a method of processing bottom-hole zones of producing wells, including the injection into the bottom-hole zone of an acidic microemulsion [1]. The disadvantage of the prototype method is the rapid flooding of well products due to the rapid restoration of water permeability and reduced oil production.
Целью изобретения является увеличение добычи нефти за счет возрастания периода восстановления конечной водопроницаемости. The aim of the invention is to increase oil production by increasing the recovery period of the final water permeability.
Указанная цель достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающем закачку в призабойную зону кислотной микроэмульсии и выдержку кислотной микроэмульсии, после выдержки закачанной кислотной микроэмульсии в призабойную зону дополнительно последовательно закачивают водорастворяющий растворитель и углеводородный раствор гидрофобизирующего поверхностно-активного вещества (ПАВ) при объемном соотношении кислотной микроэмульсии, водорастворяющего растворителя и углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ 1:(0,28 - 0,32): :(0,95-1,0). This goal is achieved by the fact that in the method for treating the bottom-hole zone of a producing well, which includes injecting an acid microemulsion into the bottom-hole zone and holding an acid microemulsion, after soaking the injected acid micro-emulsion into the bottom-hole zone, a water-solvent and a hydrophobic surfactant P with a volume ratio of acid microemulsion, a water-solvent solvent and a hydrophobic hydrocarbon solution insulating surfactant 1: (0.28 - 0.32):: (0.95-1.0).
Существенными признаками являются:
закачка в призабойную зону кислотной микроэмульсии;
выдержка кислотной микроэмульсии;
дополнительная последовательная закачка в призабойную зону водорастворяющего растворителя;
закачка углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ;
объемное соотношение кислотной микроэмульсии, водорастворяющего растворителя и углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ 1: (0,28-0,32): (0,95- -1,0).The essential features are:
injection of acidic microemulsion into the bottomhole zone;
extract of acid microemulsion;
additional sequential injection into the bottomhole zone of a water-solvent;
injection of a hydrocarbon solution of hydrophobizing surfactant;
the volume ratio of acid microemulsion, a water-solvent solvent and a hydrocarbon solution of hydrophobic surfactant 1: (0.28-0.32): (0.95-1.0).
Изобретение осуществляется следующим образом. The invention is as follows.
В призабойную зону добывающей скважины с проницаемостью до 0,4 мкм2закачивают кислотную микроэмульсию в известных количествах и при известном составе, например, 0,5-11 м3 на 1 м обрабатываемой толщины при составе кислотной микроэмульсии, мас.%: отработанный абсорбент марки А - 54, неонол АФ9-6 16, кислота соляная 16%-ная 30). Закачанную кислотную микроэмульсию выдерживают на реакцию в течение 8-12 ч. Затем в обрабатываемую призабойную зону закачивают любой известный водорастворяющий растворитель (полуполярную жидкость из класса кетонов, спиртов, гликолей, альдегидов, например ацетон, метиловый спирт, формалин, этиленгликоль или их смеси) в объеме, относящемся к объему закачанной ранее кислотной микроэмульсии, как (0,28-0,32):(0,95-1,0). Непосредственно вслед за водорастворяющим растворителем в призабойную зону закачивают углеводородный раствор гидрофобизирующего ПАВ известного состава, например раствор ПАВ марки "Дон-52" или АТМ10-16 в керосине, дизельном топливе, нефти, бензине при содержании ПАВ в растворе 0,1-5 мас. % в объеме раствора, относящемся к объему закачанной ранее кислотной микроэмульсии, как (0,95-1):1.Acid microemulsion is pumped into the bottom-hole zone of a producing well with a permeability of up to 0.4 μm 2 in known quantities and with a known composition, for example, 0.5-11 m 3 per 1 m of the processed thickness with an acid microemulsion composition, wt.%: Spent brand absorbent A - 54, neonol AF9-6 16, hydrochloric acid 16% 30). The injected acidic microemulsion is allowed to react for 8-12 hours. Then, any known water-soluble solvent (semi-polar liquid from the class of ketones, alcohols, glycols, aldehydes, for example acetone, methyl alcohol, formalin, ethylene glycol or mixtures thereof) is pumped into the bottomhole zone to be treated the volume related to the volume of the previously pumped acidic microemulsion, as (0.28-0.32) :( 0.95-1.0). Immediately after the water-soluble solvent, a hydrocarbon solution of a hydrophobizing surfactant of known composition is pumped into the bottomhole zone, for example, a Don-52 or ATM10-16 surfactant solution in kerosene, diesel fuel, oil, gasoline with a surfactant content of 0.1-5 wt. % in the volume of the solution, related to the volume of the previously pumped acid microemulsion, as (0.95-1): 1.
Закачкой кислотной микроэмульсии обеспечивают очистку обрабатываемой призабойной зоны от асфальтосмолопарафиновых отложений и растворение части породы на значительном удалении от ствола скважины, что приводит к увеличению проницаемости призабойной зоны и повышению продуктивности скважины по жидкости. Однако, как будет показано ниже, обработка призабойной зоны кислотной микроэмульсией не обеспечивает замедление обводненности продукции после обработки и может сопровождаться возрастанием обводненности продукции сверх уровня до обработки. Таким образом, эффективность от обработки призабойной зоны добывающей скважины кислотной микроэмульсией за счет увеличения коэффициента продуктивности скважины по жидкости со временем падает и может превратиться в отложение за счет быстрого обводнения продукции скважины из-за возрастания водопроницаемости. При обработке по изобретению количество кислотной микроэмульсии выбирают по известным рекомендациям из расчета 0,5-11 м3/м обрабатываемой толщины с тем, чтобы обработать микроэмульсией весь поровый объем обрабатываемой призабойной зоны.The injection of acidic microemulsions ensures the cleaning of the treated bottom-hole zone from asphalt-resin-paraffin deposits and the dissolution of part of the rock at a considerable distance from the wellbore, which leads to an increase in the permeability of the bottom-hole zone and an increase in well productivity by liquid. However, as will be shown below, treatment of the bottom-hole zone with an acid microemulsion does not slow down the water cut of the product after treatment and may be accompanied by an increase in water cut of the product above the level before treatment. Thus, the efficiency of treating the bottom-hole zone of an producing well with acid microemulsion due to an increase in the coefficient of productivity of a well by liquid decreases with time and can turn into deposition due to rapid flooding of well production due to increased water permeability. When processing according to the invention, the amount of acidic microemulsion is selected according to well-known recommendations from the calculation of 0.5-11 m 3 / m of the processed thickness in order to process the entire pore volume of the treated bottomhole zone with microemulsion.
Закачка углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ, например 2%-ный раствор ПАВ "Дон-52" в керосине. Количество закачиваемого углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ также выбирают из условия заполнения порового объема обрабатываемой призабойной зоны после закачки водорастворяющего растворителя при насыщенности (0,95-1о). Поэтому объемное соотношение закачиваемой кислотной микроэмульсии и углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ составляет 1: (0,95-1,0). Назначение углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ хорошо известно - это гидрофобизация поверхности нефтеводонасыщенной пористой среды с целью увеличения проницаемости по нефти. Однако проведенными специальными предварительными исследованиями установлено, что качество гидрофобизации поверхности пористой нефтеводонасыщенной среды при обработке углеводородным раствором гидрофобизирующего ПАВ, а также эффективность снижения водопроницаемости или увеличения периода ее восстановления зависит от качества гидрофобизируемой поверхности, значения абсолютной проницаемости породы и соотношения объемных расходов нефти и воды, фильтруемых через обработанную гидрофобизированную пористую среду. Установлено, что гидрофобизирующий эффект существенно снижается при наличии в пористой среде воды, а также в пористых средах с проницаемостями от 0,8 мкм2 и выше. Дополнительными исследованиями выявлено, что воздействие кислотной микроэмульсией обеспечивает увеличение абсолютной проницаемости обработанной пористой среды до двух раз. С учетом этого область эффективного применения предлагаемого изобретения ограничена проницаемостью обрабатываемой призабойной зоны до 0,4 мкм2.Injection of a hydrocarbon solution of a hydrophobizing surfactant, for example, a 2% solution of Don-52 surfactant in kerosene. The amount of injected hydrocarbon solution hydrophobic surfactant is also selected from the condition of filling the pore volume of the treated bottom-hole zone after the injection of a water-solvent solvent at a saturation (0.95-1 about ). Therefore, the volume ratio of the injected acidic microemulsion and the hydrocarbon solution of the hydrophobic surfactant is 1: (0.95-1.0). The purpose of the hydrocarbon solution of hydrophobizing surfactant is well known - this is hydrophobization of the surface of an oil-saturated porous medium in order to increase oil permeability. However, special preliminary studies have established that the quality of hydrophobization of the surface of a porous oil-saturated medium when a hydrophobizing surfactant is treated with a hydrocarbon solution, as well as the effectiveness of reducing water permeability or increasing the recovery period, depends on the quality of the hydrophobizing surface, the absolute permeability of the rock, and the ratio of the volumetric flow rates of oil and water filtered through treated hydrophobized porous medium. It was found that the hydrophobizing effect is significantly reduced in the presence of water in a porous medium, as well as in porous media with permeabilities of 0.8 μm 2 and higher. Additional studies revealed that exposure to acid microemulsion provides an increase in absolute permeability of the treated porous medium up to two times. With this in mind, the field of effective application of the invention is limited by the permeability of the treated bottom-hole zone to 0.4 μm 2 .
Таким образом, предварительная обработка призабойной зоны кислотной микроэмульсией необходима для усиления гидрофобизирующего эффекта (удаление асфальтосмолопарафиновых отложений) и для увеличения нефтепроницаемости при снижении водопроницаемости и увеличении периода ее восстановления. Операции закачки кислотной микроэмульсии и углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ в указанной последовательности закачки обеспечивают одновременное усиление эффектов от обработки микроэмульсией за счет дополнительного гидрофобизирующего воздействия и гидрофобизующего эффекта за счет предварительного удаления асфальтосмолопарафиновых веществ. Thus, pretreatment of the bottom-hole zone with acid microemulsion is necessary to enhance the hydrophobic effect (removal of asphalt-resin-paraffin deposits) and to increase oil permeability while reducing water permeability and increasing the period of its recovery. The operations of injecting an acidic microemulsion and a hydrocarbon solution of a hydrophobizing surfactant in the indicated injection sequence provide simultaneous enhancement of the effects of microemulsion treatment due to additional hydrophobizing effect and hydrophobizing effect due to preliminary removal of asphalt-resin-paraffin substances.
Обработка призабойной зоны кислотной микроэмульсией перед закачкой углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ тем не менее не может обеспечить наибольшего гидрофобизующего эффекта из-за оставления водной фазы на поверхности пористой среды. The treatment of the bottom-hole zone with an acid microemulsion before the injection of a hydrocarbon solution of a hydrophobic surfactant nevertheless cannot provide the greatest hydrophobic effect due to the leaving of the aqueous phase on the surface of the porous medium.
Также проведенными авторами исследованиями установлено, что при контакте углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ с нейтрализованной кислотной микроэмульсией наблюдается выпадение ПАВ из углеводородного раствора, что существенно снижает эффективность гидрофобизирующего воздействия углеводородного раствора ПАВ на обрабатываемую пористую среду. The studies conducted by the authors also found that when a hydrocarbon solution of a hydrophobizing surfactant comes in contact with a neutralized acidic microemulsion, a surfactant precipitates out of the hydrocarbon solution, which significantly reduces the effectiveness of the hydrophobizing effect of the surfactant hydrocarbon solution on the treated porous medium.
Исходя из этих соображений, авторами было установлено, что водорастворяющие растворители (такие полуполярные жидкости, как спирты, альдегиды, кетоны, гликоли или их смеси) одновременно обладают свойствами влагопоглотителей и стабилизаторов углеводородных растворов гидрофобизирующих ПАВ при их контакте с нейтрализованными кислотными микроэмульсиями. Based on these considerations, the authors found that water-soluble solvents (such semi-polar liquids as alcohols, aldehydes, ketones, glycols, or mixtures thereof) simultaneously possess the properties of desiccants and stabilizers of hydrocarbon solutions of hydrophobic surfactants when they come into contact with neutralized acidic microemulsions.
Таким образом, в изобретении предусмотрена закачка водорастворяющего растворителя в призабойную зону добывающей скважины после кислотной микроэмульсии с внешней углеводородной фазой и перед углеводородным раствором гидрофобизирующего ПАВ. Thus, the invention provides for the injection of a water-soluble solvent into the bottomhole zone of a producing well after an acidic microemulsion with an external hydrocarbon phase and before a hydrocarbon solution of a hydrophobizing surfactant.
Расчетное количество закачиваемого водорастворяющего растворителя или смеси их определяется его расходованием на удаление водной фазы из призабойной зоны, ранее обработанной микроэмульсией, и на стабилизацию углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ при его контакте с нейтрализованной кислотной микроэмульсией. The estimated amount of injected water-solvent solvent or a mixture of them is determined by its expenditure on removing the aqueous phase from the bottomhole zone previously treated with microemulsion and on stabilizing the hydrocarbon solution of hydrophobizing surfactant upon its contact with neutralized acidic microemulsion.
Из многочисленных исследований известно, что полное удаление жидкости из пористой среды обеспечивается закачкой растворителя в количестве 0,15 от объема пор среды, занятой вытесняемой жидкостью. Применяемые известные кислотные микроэмульсии в своем составе имеют 0,4-0,6 по объему водной фазы. Диапазон применения этих микроэмульсий по водонасыщенности обрабатываемых призабойных зон составляет 0,1-0,9. При заполнении обрабатываемой призабойной зоны общее количество водной фазы в долях порового объема составит в этом случае 0,5-0,8, для удаления чего потребуется, соответственно 0,15х0,5 = 0,75 и 0,15 х 0,8 = 0,12 поровых объемов водорастворяющего растворителя. Итак, на удаление водной фазы из обрабатываемой призабойной зоны необходимо 0,08-0,12 поровых объемов водорастворяющего растворителя. Проведенными авторами исследованиями установлено, что при контакте нейтрализованной кислотной микроэмульсии и углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ в равных объемах стабилизация последнего обеспечивается введением в систему водорастворяющего растворителя в количестве 0,2 от каждого из контактирующих объемов. From numerous studies it is known that the complete removal of liquid from a porous medium is ensured by injection of a solvent in an amount of 0.15 of the pore volume of the medium occupied by the displaced liquid. Used known acidic microemulsions in their composition have 0.4-0.6 by volume of the aqueous phase. The range of application of these microemulsions for water saturation of the treated bottom-hole zones is 0.1-0.9. When filling the treated bottom-hole zone, the total amount of the aqueous phase in fractions of the pore volume will be in this case 0.5-0.8, which will require removal, respectively, 0.15x0.5 = 0.75 and 0.15 x 0.8 = 0 , 12 pore volumes of a water-solvent. So, the removal of the aqueous phase from the treated bottom-hole zone requires 0.08-0.12 pore volumes of a water-solvent. The studies carried out by the authors found that when a neutralized acidic microemulsion and a hydrocarbon solution of a hydrophobic surfactant are contacted in equal volumes, stabilization of the latter is ensured by introducing into the system a water-soluble solvent in an amount of 0.2 from each of the contacting volumes.
Общее количество водорастворимого растворителя или их смеси, таким образом, составляет (0,2 + 0,08 = 0,28) - (0,2 + 0,12 = =0,32) от объема пор обрабатываемой призабойной зоны. The total amount of water-soluble solvent or their mixture, thus, is (0.2 + 0.08 = 0.28) - (0.2 + 0.12 = = 0.32) of the pore volume of the treated bottom-hole zone.
Таким образом, объемное соотношение закачиваемых в призабойную зону добывающей скважины количеств кислотной микроэмульсии, водорастворяющего растворителя или смеси их и углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ составляет 1:(0,28-0,32):(0,95-1,0). Thus, the volume ratio of the quantities of acidic microemulsion injected into the bottomhole zone of the producing well, a water-solvent solvent or a mixture of them and a hydrocarbon solution of hydrophobizing surfactant is 1: (0.28-0.32) :( 0.95-1.0).
Предлагаемым изобретением может быть предусмотрена выдержка закачанных жидкостей в призабойной зоне после введения раствора гидрофобизирующего ПАВ в течение 8-12 ч для завершения адсорбционно-гидрофобизирующих процессов. The present invention may provide for the exposure of injected fluids in the bottomhole zone after the introduction of a solution of hydrophobic surfactant for 8-12 hours to complete the adsorption-hydrophobizing processes.
Были проведены опыты, в которых определяли время восстановления водопроницаемости водонефтенасыщенной пористой среды с абсолютной проницаемостью 0,280 мкм2.Experiments were conducted in which the time to restore the water permeability of a water-saturated porous medium with an absolute permeability of 0.280 μm 2 was determined.
В опыте 1 пористую среду последовательно насыщают водой, воду вытесняют нефтью, а нефть - снова водой. При этом определяют начальную водопроницаемость, проницаемость по воде в присутствии остаточной нефти и время восстановления водопроницаемости (от момента начала вытеснения нефти водой и до момента восстановления стабильного значения водопроницаемости в присутствии остаточной нефти. In
Данные опытов приведены в таблице. The experimental data are given in the table.
В опыте 1 (прототип) дополнительно последовательно закачивают кислотную микроэмульсию (отработанный абсорбент - 54%, неонол АФ9-6 - 16%, 16%-ная соляная кислота - 30%) в количестве одного порового объема, выдерживают ее в пористой среде в течение 12 ч, после чего в пористую среду закачивают воду. Определяют значения водопроницаемости и времени ее восстановления (от момента начала вытеснения кислотной микроэмульсии и до установления стабильного значения). In experiment 1 (prototype), an acid microemulsion is additionally sequentially injected (spent absorbent - 54%, neonol AF9-6 - 16%, 16% hydrochloric acid - 30%) in the amount of one pore volume, and is kept in a porous medium for 12 h, after which water is pumped into the porous medium. The values of water permeability and the time of its recovery are determined (from the moment the acid microemulsion is displaced to the establishment of a stable value).
В опыте 3 через образец модельной пористой среды последовательно прокачивают воду, нефть, воду, 0,3 объема пор ацетона и снова воду. Определяют значение конечной водопроницаемости после вытеснения ацетона и время ее восстановления. In
В опыте 4 все операции опыта 2, включая закачку и выдержку кислотной микроэмульсии по примеру 2, дополняют последовательной закачкой ацетона в количестве 0,3 объема пор и воды. При этом определяют значение водопроницаемости и времени ее восстановления (от момента начала закачки воды после ацетона и до момента установления стабильного значения). In
В опыте 5 все операции по опыту 1 повторяют и дополняют предварительной закачкой ацетона перед углеводородным раствором гидрофобизирующего ПАВ в количестве 0,3 объема пор. При этом определяют значения водопроницаемости и время ее восстановления, как и в опыте 5. Результаты эксперимента приведены в таблице (строка по позиции 6). Состав раствора ПАВ по опыту 5. In
В опыте 7 (по предлагаемому способу) все операции опыта 1 повторяют и дополняют следующими: 1) закачка одного объема пор кислотной микроэмульсии состава по опыту 2 с последующей выдержкой в пористой среде в течение 12 ч; 2) закачка 0,28 объема пор ацетона; 3) закачка одного порового объема углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ (2%-ный раствор "Дон-52" в легкой нефти) с последующей закачкой воды. При этом определяют значения водопроницаемости и время ее восстановления (от момента начала закачки воды после выдержки системы и до момента установления стабильного значения водопроницаемости). Результаты эксперимента приведены в таблице (строка по позиции 7). Состав раствора ПАВ по опыту 5. Состав кислотной микроэмульсии по примеру 2 с той разницей, что вместо отработанного абсорбента использована легкая пиролизная смола. In experiment 7 (according to the proposed method), all operations of
В опыте 8 (по предлагаемому изобретению) все операции опыта 7 повторяют при закачке ацетона в количестве 0,3 объема пор. Результаты эксперимента приведены в таблице (строка по позиции 8). ПАВ растворяли в смеси нефти и керосина при их объемном соотношении 1:1. In experiment 8 (according to the invention), all operations of
В опыте 9 (по предлагаемому изобретению) все операции опытов 7 и 8 повторяют при закачке ацетона в количестве 0,32 объема пор. Результаты в таблице по строке позиции 9. В составе микроэмульсии в качестве углеводорода использован нефрас. In experiment 9 (according to the invention), all operations of
В опыте 10 (по предлагаемому изобретению) все операции опыта 8 повторяют при использовании в качестве водорастворяющего растворителя изопропилового спирта и бензола в качестве растворителя в углеводородном растворе гидрофобизирующего ПАВ. Результаты в таблице в строке по позиции 10. In experiment 10 (according to the invention), all operations of
В опыте 11 (по предлагаемому изобретению) все операции опыта 8 повторяют при использовании формалина в качестве водорастворяющего растворителя и бензина в качестве растворителя в углеводородном растворе гидрофобизирующего ПАВ, где в качестве ПАВ используют АТМ10-16 (алкилтриметиламмоний хлорид). Результаты в таблице в строке по позиции 11. In experiment 11 (according to the invention), all operations of
Поверхностно-активное вещество "Дон-52" выпускают согласно ТУ 38.507-63-062-89. Surfactant Don-52 is produced according to TU 38.507-63-062-89.
Катионное поверхностно-активное вещество АТМ10-16 выпускают согласно ТУ 38.507-63-016-89. The cationic surfactant ATM10-16 is produced according to TU 38.507-63-016-89.
Из данных таблицы следует, что предлагаемое изобретение (позиции 7-10) обеспечивает период восстановления водопроницаемости 263-285 мин, существенно превышающий отмеченный для прототипа в 32 мин., а также сумму периодов по способам поз.2+3 - 56 мин., 2+3+4 - 181 мин. и 2+3+6 - 188 мин., что обоснует заявленный механизм достижения цели изобретения. То есть, изобретение обеспечивает синергический эффект относительно периода восстановления водопроницаемости, достигаемого в отдельности в примерах 2-6. From the data of the table it follows that the present invention (positions 7-10) provides a recovery period of water permeability of 263-285 minutes, significantly exceeding that noted for the prototype in 32 minutes, as well as the sum of the periods according to the methods pos. 2 + 3 - 56 minutes, 2 + 3 + 4 - 181 min. and 2 + 3 + 6 - 188 minutes, which will justify the claimed mechanism for achieving the objective of the invention. That is, the invention provides a synergistic effect regarding the recovery period of water permeability, achieved separately in examples 2-6.
Итак, изобретение обеспечивает примерно в шесть раз больший период восстановления конечной относительной водопроницаемости по сравнению со способом-прототипом до меньших значений (в среднем 0,33 против 0,40 по прототипу), что приводит к существенному снижению среднеинтегрального за период восстановления водопроницаемости значения водопроницаемости Кв.So, the invention provides about six times longer recovery period of the final relative water permeability compared to the prototype method to lower values (on average 0.33 versus 0.40 for the prototype), which leads to a significant reduction in the average integral permeability to water permeability recovery period K c .
При этом пропорционально снижается и среднеинтегральное за этот период значение обводненности продукции Пв, так как:
nв(t) = , (1) где t - время; qв(t) - дебит скважины по воде;
qн(t) - дебит скважины по нефти. Но
= , (2) где Кв(t) и Kн(t) - соответственно водо- и нефтепроницаемость,
μв - вязкость воды;
μн - вязкость нефти.At the same time, the average integral value of water cut of the PV product over this period is proportionally reduced, since:
n in (t) = , (1) where t is time; q in (t) - well flow rate in water;
q n (t) - oil flow rate. But
= , (2) where K in (t) and K n (t) are water and oil permeability, respectively
μ in - viscosity of water;
μ n - oil viscosity.
Экспериментально показано, что приближенно выполняется равенство:
Кв(t) μн + Kн(t) μв = const. (3)
Тогда
nв(t) = ZKв (t), (4) где Z - коэффициент пропорциональности.It is experimentally shown that the equality is approximately satisfied:
K (t) μ n + K n (t) μ a = const. (3)
Then
n in (t) = ZK in (t), (4) where Z is the coefficient of proportionality.
Известно, что добыча нефти Qн за период Δ tв составит
Qн= qж(t)[1-] Δtв (5) где qж - дебит скважины по жидкости, в случае механизированной добычи это постоянная величина;
- среднеинтегральное значение обводненности продукции за период.It is known that oil production Q n for the period Δ t in will be
Q n = q w (t) [1- ] Δt in (5) where q w is the liquid flow rate of the well, in the case of mechanized production it is a constant value;
- the average integral value of the water cut of the product for the period.
Для известного способа запишется
Q
Для предлагаемого способа запишется
Qн н=qж [1 - nВ n]ΔtВ n (7)
≈ (8)
Δ tв н≈6Δtв n (9)
Тогда
≈ ≈ 6 (10)
То есть изобретение обеспечивает существенное (в 6 раз) увеличение добычи нефти за период Δ tВ.For a known method will be written
Q
For the proposed method is written
Q n n = q w [1 - n V n ] Δt V n (7)
≈ (8)
Δ t in n ≈6Δt in n (9)
Then
≈ ≈ 6 (10)
That is, the invention provides a significant (6 times) increase in oil production for the period Δ t In .
П р и м е р 1. Обрабатывают призабойную зону добывающей скважины с поровым объемом 10 м3. В призабойную зону закачивают 10м3 кислотной микроэмульсии состава, мас. %: легкая пиролизная смола - 54%, неонол АФ9-6 - 16% , 16% -ная соляная кислота - остальное. Закачанную кислотную микроэмульсию выдерживают на реакцию в течение 12 ч. Затем закачивают в призабойную зону ацетон в количестве 0,3 х 10 = 3 м3 и вслед за ним - 2%-ный раствор ПАВ "Дон-52" в керосине и в количестве 9,8 м3, после чего скважину запускают в работу. Соотношение объемов микроэмульсии, ацетона и углеводородного раствора ПАВ составляет соответственно 1:0,3:0,98. После обработки в течение 24 дней дополнительно получено 470 т нефти.PRI me
П р и м е р 2. Обрабатывают призабойную зону добывающей скважины с поровым объемом 25 м3. В призабойную зону закачивают кислотную микроэмульсию в количестве 25 м3 следующего состава, мас.%: тощий абсорбент - 54%, неонол АФ9 - 6 - 16%, 16%-ная соляная кислота - остальное. Закачанную кислотную микроэмульсию выдерживают на реакцию в течение 9 ч. Затем закачивают в призабойную зону изопропиловый спирт в количестве 0,32 х 25 = 8 м3 и вслед за ним закачивают 1%-ный раствор ПАВ АТМ10-16 в бензине в количестве 25 м3, после чего запускают скважину в работу. Соотношение объемов микроэмульсии, изопропилового спирта и углеводородного раствора ПАВ составляет соответственно 1: 0,32: 1. После обработки в течение 30 дней после обработки дополнительно добыто 1645 т нефти.PRI me
Применение изобретения обеспечивает увеличение добычи нефти в среднем на 11 т/cут при дебите нефти 100 т/сут. The use of the invention provides an increase in oil production by an average of 11 tons / day at an oil production rate of 100 tons / day.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU5034187 RU2023143C1 (en) | 1992-03-25 | 1992-03-25 | Method for treatment of bottom-hole formation zone of producing well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU5034187 RU2023143C1 (en) | 1992-03-25 | 1992-03-25 | Method for treatment of bottom-hole formation zone of producing well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2023143C1 true RU2023143C1 (en) | 1994-11-15 |
Family
ID=21600272
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU5034187 RU2023143C1 (en) | 1992-03-25 | 1992-03-25 | Method for treatment of bottom-hole formation zone of producing well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2023143C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2652236C1 (en) * | 2017-02-27 | 2018-04-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well bottomhole zone treatment method for washing paraffin asphalt and terry matters |
-
1992
- 1992-03-25 RU SU5034187 patent/RU2023143C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Отчет по НИР "Изыскать составы и исследовать свойства рабочих агентов на основе ПАВ, кислот, углеводородных и водных растворителей для различных условий применения", МНП, М.: ВНИИ, 1988, с.7, N РР 01.89.0.024948. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2652236C1 (en) * | 2017-02-27 | 2018-04-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well bottomhole zone treatment method for washing paraffin asphalt and terry matters |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4723603A (en) | Preventing plugging by insoluble salts in a hydrocarbon-bearing formation and associated production wells | |
RU2074957C1 (en) | Method of increasing well productivity | |
RU2023143C1 (en) | Method for treatment of bottom-hole formation zone of producing well | |
RU2004116889A (en) | METHOD FOR TREATING A BOREHOLE BOTTOM ZONE | |
RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
RU2097538C1 (en) | Method of reducing loss of flooding agent and method of secondary extraction of hydrocarbons | |
RU2232262C2 (en) | Method for working of oil deposits | |
WO1985004213A1 (en) | Restoring permeability to a polymer plugged well | |
RU2187634C2 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand-argillaceous reservoirs of jurassic deposits of latitudinal of region | |
RU2103477C1 (en) | Method for treating of down-hole zone of bed | |
RU2211325C1 (en) | Method of treatment of bottomhole formation zone | |
RU2764512C1 (en) | Method for processing boreholes during production of gas from low-temperature, low-permeable and mudded formations | |
RU2042800C1 (en) | Method for treatment of well perforated zone | |
SU1624134A1 (en) | Method for treatment of carbonate producing formation | |
RU2109132C1 (en) | Method for increasing oil recovery from beds | |
RU2203409C1 (en) | Process of treatment of face zone of well | |
RU2154160C1 (en) | Method of oil deposit development | |
GB2239277A (en) | Treatment of an underground formation saturated with hydrocarbon gas | |
RU2039223C1 (en) | Oil and gas condensate field exploitation method | |
RU2156353C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of oil producing well | |
RU2161250C1 (en) | Method of acid treatment of wells in carbonate oil formation | |
RU2186962C2 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand reservoirs | |
RU2161251C1 (en) | Method of acid treatment of wells in carbonate oil formation | |
RU2165013C1 (en) | Method of treating terrigenous and clay oil reservoirs | |
RU2097528C1 (en) | Method of treating oil well bottom zone |