RU2102589C1 - Method for thermochemical treatment of bottom-hole zone of bed and well - Google Patents
Method for thermochemical treatment of bottom-hole zone of bed and well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2102589C1 RU2102589C1 RU96107502A RU96107502A RU2102589C1 RU 2102589 C1 RU2102589 C1 RU 2102589C1 RU 96107502 A RU96107502 A RU 96107502A RU 96107502 A RU96107502 A RU 96107502A RU 2102589 C1 RU2102589 C1 RU 2102589C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- solution
- reaction
- agent
- thermochemical
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Treatment Of Water By Oxidation Or Reduction (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных и газовых месторождений. The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the development of oil and gas fields.
Известны способы термохимической обработки скважины с применением взрывчатых веществ [1,2] Недостатком методов является высокая стоимость применяемых взрывчатых веществ и высокая опасность работ с ними. Known methods for thermochemical treatment of a well using explosives [1,2] The disadvantage of the methods is the high cost of the explosives used and the high risk of working with them.
Известен способ термохимической обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в нее металлического магния, аммиачной селитры и последующую закачку соляной кислоты [3] Недостатками способа являются высокая коррозионная агрессивность продуктов реакции, что может привести к разрушению скважинного оборудования, а также недостаточно высокое тепловыделение используемой термохимической системы. A known method of thermochemical treatment of the bottom-hole zone of the formation, including the injection of metallic magnesium, ammonium nitrate and subsequent injection of hydrochloric acid [3] The disadvantages of the method are the high corrosiveness of the reaction products, which can lead to the destruction of downhole equipment, as well as insufficient heat generation of the used thermochemical system .
Известен способ термохимической обработки, включающий последовательную закачку кислородсодержащего органического соединения, насыщенный раствор нитрата натрия и 30-35% водный раствор соляной кислоты [4] Недостатками способа являются сложность получения оптимальной термохимической системы на забое при последовательной закачке ее компонентов, а также высокая коррозионная агрессивность компонентов системы и продуктов ее термохимического превращения. A known method of thermochemical treatment, including sequential injection of an oxygen-containing organic compound, a saturated solution of sodium nitrate and a 30-35% aqueous solution of hydrochloric acid [4] The disadvantages of the method are the difficulty of obtaining the optimal thermochemical system at the bottom during the sequential injection of its components, as well as high corrosiveness of the components system and products of its thermochemical transformation.
Известен способ термохимической обработки, включающий закачку в призабойную зону пласта монотоплива, представляющего собой водный раствор, содержащий ионы аммония, ионы нитрита, щелочной буфер, способный поддерживать значение pH раствора около 7, и pH-снижающий агент, способный с течением времени преодолевать буфер и снизить pH раствора менее 7 и ускорить термохимическую реакцию [5] Недостатками способа являются его недостаточно высокая эффективность, а также сложность приготовления в промысловых условиях раствора с необходимыми параметрами. Небольшие изменения концентрации входящих в раствор компонентов, а также задержки и осложнения в процессе закачки раствора (например, снижение приемистости скважины) могут привести к преждевременному прохождению термохимической реакции еще до попадания раствора на забой, либо к невозможности инициирования и интенсивного развития реакции в пласте и, таким образом, к существенному снижению эффективности обработки, а в ряде случаев и отсутствию эффекта вообще. Кроме того, на основе технологии способа [5] проблематично приготовить стабилизированные термохимические системы с высокой энергетикой. There is a known method of thermochemical treatment, which includes injecting monofuel into the bottomhole formation zone, which is an aqueous solution containing ammonium ions, nitrite ions, an alkaline buffer that can maintain a solution pH of about 7, and a pH-lowering agent that can overcome the buffer over time and reduce the pH of the solution is less than 7 and accelerate the thermochemical reaction [5] The disadvantages of the method are its insufficiently high efficiency, as well as the complexity of the preparation in the field of a solution with the necessary parameter E. Small changes in the concentration of the components included in the solution, as well as delays and complications during the injection of the solution (for example, a decrease in the injectivity of the well) can lead to premature completion of the thermochemical reaction even before the solution reaches the bottom, or to the inability to initiate and intensively develop the reaction in the formation and, thus, to a significant decrease in processing efficiency, and in some cases to the lack of effect in general. In addition, based on the technology of the method [5], it is problematic to prepare stabilized high-energy thermochemical systems.
Наиболее близким к предлагаемому является способ термохимической обработки призабойной зоны пласта и ствола скважины, включающий введение в скважину водного раствора, содержащего а) по крайней мере, одно водорастворимое вещество, имеющее минимум один атом азота, связанный, как минимум, с одним атомом водорода, и б) по крайней мере, один окисляющий агент, способный экзотермически реагировать в водной фазе с указанным выше азотсодержащим веществом, и последующее ускорение термохимической реакции [6] прототип. Closest to the proposed method is a thermochemical treatment of the bottom hole of the formation and the wellbore, comprising introducing into the well an aqueous solution containing a) at least one water-soluble substance having at least one nitrogen atom bound to at least one hydrogen atom, and b) at least one oxidizing agent capable of exothermically reacting in the aqueous phase with the above nitrogen-containing substance, and the subsequent acceleration of the thermochemical reaction [6] prototype.
Для стабилизации раствора и предотвращения его преждевременного реагирования способ [6] предусматривает также введение в состав раствора буферной системы, способной в течение некоторого времени поддерживать pH раствора на определенном уровне и задерживать интенсивное развитие реакции. To stabilize the solution and prevent its premature reaction, the method [6] also provides for the introduction of a buffer system in the composition of the solution, which can maintain the pH of the solution at a certain level for some time and delay the intensive development of the reaction.
При попадании такого раствора в пласт с течением времени развивается термохимическая реакция, сопровождающаяся выделением тепла и инертных газов, что приводит к прогреву призабойной зоны пласта, очистке ее от отложений смол, асфальтенов и парафинов, снижению вязкости нефти и в итоге к увеличению продуктивности скважины. When such a solution enters the formation, a thermochemical reaction develops over time, accompanied by the release of heat and inert gases, which leads to the heating of the bottom-hole zone of the formation, its purification from deposits of tar, asphaltenes and paraffins, a decrease in the viscosity of oil and, ultimately, an increase in well productivity.
Недостатком способа является невысокая эффективность воздействия на пласт. Это обусловлено тем, что при реализации данного способа доминирующая роль в механизм увеличения притока нефти после такой обработки принадлежит тепловому фактору (снижение вязкости нефти и удаление асфальто-смолистых веществ). На залежах с относительно маловязкими нефтями и с низкопроницаемыми и низкопористыми коллекторами эффективность обработки этим способом резко снижается. The disadvantage of this method is the low efficiency of the impact on the reservoir. This is due to the fact that, when implementing this method, the dominant role in the mechanism of increasing oil inflow after such processing belongs to the thermal factor (lowering the viscosity of oil and removing asphalt-resinous substances). In deposits with relatively low viscosity oils and with low permeability and low porosity reservoirs, the processing efficiency by this method is sharply reduced.
Проведенные авторами исследования прилагаемых в [6] систем показали, что в пористой среде термохимическая реакция происходит с невысокими скоростями (низкое энерговыделение в единицу времени), а при определенных условиях (низкопористый коллектор, низкомолярный раствор) затухает, либо не развивается вовсе. Подчеркнем, что способ [6] предусматривает закачку раствора в пласт. A study of the systems applied in [6] by the authors showed that in a porous medium the thermochemical reaction occurs at low rates (low energy release per unit time), and under certain conditions (low-porous collector, low-molar solution) decays or does not develop at all. We emphasize that the method [6] involves the injection of the solution into the reservoir.
Кроме того, способ по прототипу имеет недостатки, присущие способу [5] отмеченные выше. In addition, the method of the prototype has the disadvantages inherent in the method [5] noted above.
Так согласно приведенным в [6] данным период полураспада термохимической системы резко сокращается с увеличением температуры и молярности раствора. При изменении молярности с 1,0 до 2,0 период полураспада сокращается, например, со 125 минут до 40 минут. Thus, according to the data given in [6], the half-life of the thermochemical system sharply decreases with increasing temperature and molarity of the solution. When the molarity changes from 1.0 to 2.0, the half-life is reduced, for example, from 125 minutes to 40 minutes.
А при использовании высокомолекулярных растворов и при повышенных температурах период полураспада может сократиться до нескольких минут. Это означает, что в дополнение к отмеченным выше недостаткам, применение данного способа на глубокозалегающих месторождениях, а также при повышенном геотермическом градиенте является весьма проблематичным, либо вообще невозможным (из-за высокой вероятности преждевременного развития реакции, либо необходимостью применения малоэффективных низкомолярных растворов и др.). And when using high molecular weight solutions and at elevated temperatures, the half-life can be reduced to several minutes. This means that in addition to the drawbacks noted above, the application of this method in deep deposits, as well as with an increased geothermal gradient, is very problematic or impossible at all (due to the high probability of premature development of the reaction, or the need to use low-effective low-molar solutions, etc. )
Целью настоящего изобретения является расширение области применимости и повышение эффективности обработок скважин. Поставленная цель достигается тем, что в способе термохимической обработки призабойной зоны пласта и ствола скважины, включающем введение в скважину водного раствора, содержащего а) по крайней мере, одно водорастворимое вещество, имеющее минимум один атом азота, связанный, как минимум, с одним атомом водорода, и б) по крайней мере, один окисляющий агент, способный экзотермически реагировать в водной фазе с указанным выше азотсодержащим веществом, и последующее ускорение термохимической реакции, ускорение термохимической реакции обеспечивают агентом, понижающим величину pH водного раствора при смешивании с ним, причем введение в скважину водного раствора и агента осуществляют раздельно таким образом, чтобы обеспечить их смешивание на заданной глубине и прохождение термохимической реакции, по крайней мере, части раствора в стволе скважины. The aim of the present invention is to expand the field of applicability and increase the efficiency of well treatments. This goal is achieved by the fact that in the method of thermochemical processing of the bottom hole of the formation and the wellbore, comprising introducing into the well an aqueous solution containing a) at least one water-soluble substance having at least one nitrogen atom associated with at least one hydrogen atom and b) at least one oxidizing agent capable of exothermically reacting in the aqueous phase with the aforementioned nitrogen-containing substance, and the subsequent acceleration of the thermochemical reaction, acceleration of the thermochemical reaction provides vayut lowering agent pH value of the aqueous solution when mixed with them, the introduction into the well an aqueous solution of the agent and carried separately so as to ensure mixing them at a predetermined depth and passage thermochemical reaction, at least a portion of the solution in the wellbore.
Признаками изобретения являются:
1) введение в скважину водного раствора, содержащего, по крайней мере, одно водорастворимое вещество, имеющее минимум один атом азота, связанный, как минимум, с одним атомом водорода, и, по крайней мере, один окисляющий агент, способный экзотермически реагировать в водной среде с указанным выше азотсодержащим веществом;
2) последующее ускорение термохимической реакции;
3) ускорение термохимической реакции обеспечивают агентом, понижающим pH водного раствора при смешивании с ним;
4) раздельное введение в скважину водного раствора и агента, смешивание их на заданной глубине и прохождение термохимической реакции, по крайней мере, части раствора в стволе скважины.The features of the invention are:
1) the introduction into the well of an aqueous solution containing at least one water-soluble substance having at least one nitrogen atom associated with at least one hydrogen atom, and at least one oxidizing agent capable of exothermically reacting in an aqueous medium with the above nitrogen-containing substance;
2) subsequent acceleration of the thermochemical reaction;
3) the acceleration of the thermochemical reaction is provided with an agent that lowers the pH of the aqueous solution when mixed with it;
4) separate injection of an aqueous solution and an agent into the well, mixing them at a given depth and passing a thermochemical reaction of at least part of the solution in the wellbore.
Признаки 1) и 2) являются общими с прототипом, а признаки 3) и 4) являются существенными отличительными признаками изобретения. Signs 1) and 2) are common with the prototype, and signs 3) and 4) are significant distinguishing features of the invention.
Значение pH водного раствора можно увеличить. The pH of the aqueous solution can be increased.
Перед введением в скважину агента, понижающего величину pH раствора при смешивании с ним, или водного раствора скважину можно остановить. Before introducing into the well an agent that lowers the pH of the solution when mixed with it, or an aqueous solution, the well can be stopped.
При обработке обводненных или нагнетательных скважин из ствола скважины можно предварительно удалить воду. When treating waterlogged or injection wells, water can be removed from the wellbore beforehand.
Перед введением в скважину агента, понижающего величину pH водного раствора, или водного раствора в скважину можно закачать углеводородную жидкость. Before introducing into the well an agent that lowers the pH of the aqueous solution or the aqueous solution, a hydrocarbon fluid may be injected into the well.
Преимущества, возникающие при реализации предлагаемого способа, заключается в следующем. The advantages arising from the implementation of the proposed method is as follows.
Во-первых, как показали наши экспериментальные исследования, при использовании предлагаемого способа удается приготовить стабилизированные высокомолярные термохимические растворы (растворы практически сохраняют свои энергетические свойства в течение десятков часов при высоких температурах ( до 70-85oC)
Так согласно данным [6] период полураспада 3,0-молярного раствора нитрита натрия и нитрата аммония, содержащего также 0,2 моля ацетата натрия, 0,00435 моля лимонной кислоты, 0,1 моля ионов водорода, обеспеченных, в основном, введением в систему соляной кислоты, составляет 15-16 минут при температуре 55oC.Firstly, as our experimental studies have shown, using the proposed method it is possible to prepare stabilized high-molar thermochemical solutions (solutions practically retain their energy properties for tens of hours at high temperatures (up to 70-85 o C)
Thus, according to [6], the half-life of a 3.0 molar solution of sodium nitrite and ammonium nitrate, which also contains 0.2 moles of sodium acetate, 0.00435 moles of citric acid, and 0.1 moles of hydrogen ions, is ensured mainly by the introduction of hydrochloric acid system, is 15-16 minutes at a temperature of 55 o C.
Исследования 3,5 молярного раствора нитрита натрия и нитрата аммония с добавкой раствора щелочи (т.е. одной из систем, отвечающей требованиям настоящего изобретения) показали, что при температуре 86,7oC период его полураспада составляет 580 минут. Таким образом, раствор более высокой молярности обладает значительно более высокой термостабильностью при существенно более высокой температуре.Studies of a 3.5 molar solution of sodium nitrite and ammonium nitrate with the addition of an alkali solution (i.e., one of the systems that meet the requirements of the present invention) showed that at a temperature of 86.7 o C its half-life is 580 minutes. Thus, a solution of higher molarity has significantly higher thermal stability at a significantly higher temperature.
Это позволяет проводить обработки в скважинах практически любой глубины и/или в зонах с аномально высокими температурами. This allows processing in wells of virtually any depth and / or in areas with abnormally high temperatures.
Существенным отличием данного изобретения является применение агента, непосредственно понижающего величину pH раствора при смешивании с ним, тогда как в способе [6] применяется буферная система, входящая в состав раствора и обеспечивающая снижение pH раствора через некоторое время (измеряемое десятками минут). A significant difference of this invention is the use of an agent that directly reduces the pH of the solution when mixed with it, while in the method [6] a buffer system is used, which is part of the solution and provides a decrease in the pH of the solution after a while (measured in tens of minutes).
Во-вторых, применение операции раздельного введения раствора и агента, обеспечивающего снижение pH раствора и их смешивание на заданной глубине гарантирует инициирование термохимической реакции именно на заданной глубине (а не ранее). Secondly, the application of the operation of separate injection of the solution and the agent, which ensures a decrease in the pH of the solution and their mixing at a given depth, guarantees the initiation of a thermochemical reaction at a given depth (and not earlier).
Важной особенностью предлагаемых систем является зависимость скорости реакции от величины pH. An important feature of the proposed systems is the dependence of the reaction rate on the pH value.
Кроме того, экспериментальные исследования и расчеты с помощью математической модели показали, что при реализации данного способа характер протекания реакции (по крайней мере, в части объема закачиваемого раствора) может коренным образом изменяться. При условиях на забое скважины реакция протекает по схеме "теплового взрыва" и 70-90% реагирующих компонентов потребляется в течение 0,05-0,2 с. В результате на забое скважины возникает импульс давления, что может обеспечить развитие в призабойной зоне трещин. Температура в зоне реакции может достигать 300 oC и выше. При этом реакция из ствола скважины может распространиться и на пласт. Кроме того, возможно образование высоких мгновенных депрессий, обеспечивающих вынос загрязнений из пласта. Все это приводит к существенному повышению продуктивности или приемистости скважин. Способ предусматривает прохождение термохимической реакции, по крайней мере, части раствора в стволе скважины. При этом обеспечивается также прогрев и промывка ствола скважины.In addition, experimental studies and calculations using a mathematical model showed that when implementing this method, the nature of the reaction (at least in part of the volume of the injected solution) can radically change. Under conditions at the bottom of the well, the reaction proceeds according to the “thermal explosion” scheme and 70-90% of the reacting components are consumed within 0.05-0.2 s. As a result, a pressure pulse arises at the bottom of the well, which can ensure the development of cracks in the bottomhole zone. The temperature in the reaction zone can reach 300 o C and above. In this case, the reaction from the wellbore can extend to the formation. In addition, the formation of high instantaneous depressions, ensuring the removal of contaminants from the reservoir. All this leads to a significant increase in productivity or injectivity of wells. The method involves the passage of a thermochemical reaction of at least part of the solution in the wellbore. This also ensures the heating and flushing of the wellbore.
Способ реализуется следующим образом. The method is implemented as follows.
Изучают конструкцию скважины, пластовое давление, температуру. С помощью лабораторных исследований изучают стабильность термохимического раствора в зависимости от выбранных для его приготовления веществ, температуры, давления, молярности и величины pH раствора. Далее с помощью математической модели, описывающей физико-химические процессы, проходящие в стволе скважины и в призабойной зоне пласта, определяют рациональные закачки раствора, его состав и молярность. По данным отмеченных выше лабораторных исследований выбирают состав раствора и подбирают оптимальный агент, обеспечивающий снижение величины pH раствора и ускорение термохимической реакции. They study the design of the well, reservoir pressure, temperature. With the help of laboratory studies, the stability of a thermochemical solution is studied depending on the substances selected for its preparation, temperature, pressure, molarity and the pH of the solution. Then, using a mathematical model that describes the physicochemical processes taking place in the wellbore and in the bottomhole formation zone, rational injection of the solution, its composition and molarity are determined. According to the above laboratory studies, the composition of the solution is selected and the optimal agent is selected, which ensures a decrease in the pH of the solution and acceleration of the thermochemical reaction.
Далее приступают к осуществлению работ на скважине. Готовят расчетный объем раствора путем растворения в воде вещества (веществ), содержащего минимум один атом азота, связанный, как минимум, с одним атомом водорода, и вещества (веществ), представляющего собой окисляющий агент, способный экзотермически реагировать с указанным выше азотсодержащим веществом. Next, they begin work on the well. The estimated volume of the solution is prepared by dissolving in water a substance (s) containing at least one nitrogen atom bound to at least one hydrogen atom and a substance (s), which is an oxidizing agent capable of exothermically reacting with the above nitrogen-containing substance.
В качестве водорастворимого вещества, содержащего минимум один атом азота, связанный, как минимум, с одним атомом водорода, могут быть использованы аммонийные соли органических или неорганических кислот, амины и др. в частности: хлорид аммония, нитрат аммония, мочевина, гидразин. As a water-soluble substance containing at least one nitrogen atom bound to at least one hydrogen atom, ammonium salts of organic or inorganic acids, amines, and others, in particular, ammonium chloride, ammonium nitrate, urea, hydrazine, can be used.
В качестве окисляющего агента могут быть использованы любые водорастворимые окисляющие агенты, способные экзотермически реагировать в водной фазе с указанным выше азотсодержащими веществами, например, гипохлориты щелочных металлов, соли азотистой кислоты, такие как нитриты калия, натрия и др. В качестве агента, обеспечивающего снижение pH раствора, могут быть использованы различные кислоты (серная, соляная, лимонная, уксусная и др.) и их водные растворы, а также твердые вещества, образующие кислую среду при растворении в воде, например, медный купорос, хлористый алюминий, При обработке пластов с низкой температурой обычно не возникает необходимость увеличения pH раствора. При высоких температурах pH раствора целесообразно увеличить путем добавления в него, например, бикарбоната натрия, кальцинированной соды и др. As the oxidizing agent, any water-soluble oxidizing agents that are capable of exothermically reacting in the aqueous phase with the aforementioned nitrogen-containing substances, for example, alkali metal hypochlorites, nitrous acid salts such as potassium, sodium nitrites, etc. can be used as an oxidizing agent. As an agent to reduce pH solution, can be used various acids (sulfuric, hydrochloric, citric, acetic, etc.) and their aqueous solutions, as well as solids that form an acidic medium when dissolved in water, for example, ny sulfate, aluminum chloride, In the treatment with low temperature reservoir is usually no need to increase the pH of the solution. At high temperatures, it is advisable to increase the pH of the solution by adding, for example, sodium bicarbonate, soda ash, etc.
Перед закачкой раствора или агента скважину целесообразно остановить, например, для того, чтобы не допустить обратный вынос раствора или агента на поверхность. Before injection of the solution or agent, it is advisable to stop the well, for example, in order to prevent the return of the solution or agent to the surface.
Чтобы предотвратить разбавление раствора или агента пластовой водой при обработке водонагнетательных или обводненных скважин из ствола следует удалить воду, например, закачать углеводородную жидкость (нефть, конденсат, дизельное топливо) в объеме, превышающем объем ствола скважины, заполненной водой,
В скважинах с низким уровнем жидкости в стволе целесообразно долить (закачать) углеводородную жидкость в ствол перед закачкой pH-понижающего агента или раствора с тем, чтобы обеспечить повышение температуры и развиваемого давления в зоне реакции.To prevent dilution of the solution or agent with produced water when treating water injection or flooded wells, remove water from the wellbore, for example, pump hydrocarbon fluid (oil, condensate, diesel fuel) in an amount exceeding the volume of the wellbore filled with water,
In wells with a low level of fluid in the well, it is advisable to add (pump) hydrocarbon fluid into the well before injecting a pH-lowering agent or solution in order to increase the temperature and pressure in the reaction zone.
Введение (закачку) в скважину водного раствора и агента необходимо осуществлять раздельно с тем, чтобы обеспечить ускорение реакции на заданной глубине. Это можно обеспечить последовательной закачкой (с задержкой во времени) раствора и агента, а также закачкой, например, раствора по насосно-компрессорным трубам, а агента по межтрубному пространству. Целесообразно осуществить смешивание агента и раствора в районе интервала перфорации, а не в верхней части ствола, так как эффект в этом случае может отсутствовать. The introduction (injection) into the well of an aqueous solution and an agent must be carried out separately in order to accelerate the reaction at a given depth. This can be ensured by the sequential injection (with a time delay) of the solution and agent, as well as the injection of, for example, the solution through tubing, and the agent through the annulus. It is advisable to mix the agent and the solution in the region of the perforation interval, and not in the upper part of the barrel, since the effect in this case may be absent.
После приготовления раствора и агента осуществляют их раздельную закачку в скважину, после чего скважину закрывают и через некоторое время (от 5 мнут до нескольких десятков часов) после прохождения реакции скважину пускают в эксплуатацию. При обработке, например, газовой или газоконденсатной скважины ее целесообразно пустить в эксплуатацию практически сразу же после прохождения реакции. Для этого на выкидной линии можно установить разрывную диафрагму. При разрыве диафрагмы в результате прихода ударной волны обеспечивается вынос жидкости из скважины и из пласта, улучшается очистка призабойной зоны, происходит запуск скважины в работу. After preparing the solution and the agent, they are separately injected into the well, after which the well is closed and after a while (from 5 times to several tens of hours) after the reaction, the well is put into operation. When processing, for example, a gas or gas condensate well, it is advisable to put it into operation almost immediately after the reaction. For this, a bursting diaphragm can be installed on the flow line. When the diaphragm ruptures as a result of the arrival of the shock wave, the fluid is removed from the well and from the formation, the bottom-hole zone cleaning is improved, and the well is put into operation.
Могут быть реализованы различные варианты обработок, отвечающие смыслу и формуле изобретения. Various treatment options can be implemented, consistent with the meaning and claims.
Примеры реализации способа. Examples of the method.
Пример 1. Для обработки выбрали скважину глубиной 700 м, дающую безводную нефть вязкостью 60 МПа•с и содержащую 7% парафина и до 9% асфальтосмолистых веществ. Скважина эксплуатировалась штанговым насосом с дебитом 3 т/сут. Пластовая температура составляла 10oC, размер интервала перфорации 8 м, диаметр эксплуатационной колонны 158 мм.Example 1. For the treatment, a well with a depth of 700 m was chosen, giving anhydrous oil with a viscosity of 60 MPa • s and containing 7% paraffin and up to 9% asphalt-resinous substances. The well was operated by a sucker rod pump with a flow rate of 3 tons / day. The reservoir temperature was 10 o C, the size of the perforation interval 8 m, the diameter of the production string 158 mm
На основании лабораторных исследований и расчета с помощью математической модели выбрали параметры обработки и провели ее следующим образом. Не останавливая станок-качалку, засыпали в затрубное пространство 5 кг комкового медного купороса. Через 6 ч приготовили и закачали в затрубное пространство 250 л 2,2-молярного раствора хлористого раствора хлористого аммония и нитрита калия (не останавливая при этом скважину), после чего затрубное пространство закрыли. Через 3,5 ч давление на устье в затрубном пространстве выросло на 0,3 МПа, что свидетельствовало о прохождении термохимической реакции. Число качаний станка увеличили и скважина стала работать с дебитом 5-6 т/сутки, эффект продолжался 2 месяца. Based on laboratory research and calculation using a mathematical model, we selected the processing parameters and conducted it as follows. Without stopping the rocking machine, 5 kg of lumpy copper sulphate was poured into the annulus. After 6 hours, 250 L of a 2.2 molar solution of a chloride solution of ammonium chloride and potassium nitrite was prepared and pumped into the annulus (without stopping the well), after which the annulus was closed. After 3.5 hours, the pressure at the mouth in the annulus increased by 0.3 MPa, which indicated the passage of a thermochemical reaction. The number of swings of the machine was increased and the well began to work with a flow rate of 5-6 tons / day, the effect lasted 2 months.
Пример 2 (по пп. 2 и 3 формулы). Скважина вскрыла пласт с эффективной толщиной 20 м на глубине 2700 м. Пластовая температура составляла 71oC. Скважина работала на режиме фонтанирования с дебитом 8т/сутки.Example 2 (according to paragraphs 2 and 3 of the formula). The well opened a formation with an effective thickness of 20 m at a depth of 2700 m. The formation temperature was 71 ° C. The well operated in a flowing mode with a flow rate of 8 tons / day.
Обработку провели следующим образом. The treatment was carried out as follows.
Приготовили 3,7-молярный раствор нитрита натрия и нитрата аммония, в котором растворили едкий калий, доведя pH раствора до 9,8. По насоснокомпрессорным трубам закачали в пласт 3,0 м3 раствора, при этом в стволе скважины осталось около 200 литров раствора. При попадании раствора на забой приемистость скважины снизилась и продавка раствора в пласт продолжалась более 2 ч и скважину остановили. Через час после закачки раствора в затрубное пространство залили 10 л 8% соляной кислоты. Через 4 ч после заливки кислоты в затрубное пространство закачали еще 500 л раствора. Скважину пустили в эксплуатацию через 6 ч после обнаружения роста давления на устье. В течение первых нескольких часов скважина фонтанировала с дебитом около 500 т/сутки, а затем ее дебит постепенно снизился и стабилизировался на уровне 18-20 т/сутки в течение 3 месяцев. Температура на забое во время реакции превысила 300oC, а давление 75 МПа, что привело к образованию трещин и повышению проницаемости призабойной зоны.A 3.7 molar solution of sodium nitrite and ammonium nitrate was prepared in which potassium hydroxide was dissolved, bringing the pH of the solution to 9.8. 3.0 m 3 of solution was pumped into the reservoir through pumping pipes, while about 200 liters of solution remained in the wellbore. When the solution hit the bottom, the injectivity of the well decreased and the flow of the solution into the formation lasted more than 2 hours and the well was stopped. An hour after injection of the solution, 10 L of 8% hydrochloric acid was poured into the annulus. 4 hours after pouring the acid, another 500 L of solution was pumped into the annulus. The well was put into operation 6 hours after detecting an increase in pressure at the wellhead. During the first few hours, the well gushed with a flow rate of about 500 tons / day, and then its production rate gradually decreased and stabilized at the level of 18-20 tons / day for 3 months. The temperature at the bottom during the reaction exceeded 300 o C, and the pressure was 75 MPa, which led to the formation of cracks and increased permeability of the bottomhole zone.
При попытке осуществить способ по прототипу путем закачки 3,7-молярного раствора нитрита натрия и нитрата аммония, содержащего также 0,2 моля ацетата натрия, 0,00435 моля лимонной кислоты без соляной кислоты при pH раствора около 6,0 реакция раствора произошла в стволе скважины еще до подхода раствора на забой, т.е. способ осуществить не удалось, так как он предусматривает протекание реакции после закачки раствора в пласт. When trying to implement the prototype method by injecting a 3.7 molar solution of sodium nitrite and ammonium nitrate, which also contains 0.2 mol of sodium acetate, 0.00435 mol of citric acid without hydrochloric acid at a pH of about 6.0, the reaction of the solution occurred in the barrel wells even before the approach of the solution to the bottom, i.e. the method could not be implemented, since it provides for the course of the reaction after injection of the solution into the formation.
Пример 5. При проектировании обработки обводненной скважины глубиной 1200 м с низкопористым (пористость 14%) коллектором установили, что реакция термохимических растворов в пористой среде протекает "вяло", не обеспечивает существенно прогрева пласта и повышения давления. Поэтому осуществление реакции в пористой среде признано нецелессообразным. По результатам лабораторных опытов и расчетов установили, что определенный эффект может быть достигнут при осуществлении реакции на забое скважины. Example 5. When designing the treatment of a water-logged well with a depth of 1200 m and a low-porous (porosity of 14%) reservoir, it was found that the reaction of thermochemical solutions in a porous medium proceeds "sluggishly", and does not provide significant heating of the formation and pressure increase. Therefore, the implementation of the reaction in a porous medium is considered unreasonable. According to the results of laboratory experiments and calculations, it was found that a certain effect can be achieved by carrying out a reaction at the bottom of a well.
По данным замеров, в остановленной скважине объем воды, заполняющей ствол, составил 2 м3. Из скважины извлекли насос и закачали 6 м3 нефти для задавки воды обратно в пласт и сразу же залили 600 литров 3,7-мольного раствора, рассмотренного в примере 2 через затрубное пространство. Через 1/2 ч после заливки раствора в насоснокомпрессорные трубы залили 30 л концентрированной лимонной кислоты. Башмак насоснокомпрессорных труб был помещен примерно в середине интервала перфорация толщиной 22 м и реакция была инициирована именно в середине интервала перфорации. После регистрации роста давления стравили газ, установили в скважине насос и пустили ее в эксплуатацию. До обработки скважины давала 12 м3 жидкости в сутки, при обводненности 21% После обработки дебит жидкости вырос до 19 м3/сутки, а обводненность до 24% (дебит нефти вырос с 8,5 т/сутки до 13 т/сутки).According to measurements, in a stopped well, the volume of water filling the trunk was 2 m 3 . A pump was removed from the well and 6 m 3 of oil was pumped to press water back into the reservoir and immediately 600 liters of the 3.7-molar solution, considered in Example 2, were poured through the annulus. 1/2 hour after pouring the solution into the compressor tubes, 30 l of concentrated citric acid were poured. The shoe of the tubing was placed approximately in the middle of the perforation interval 22 m thick and the reaction was initiated precisely in the middle of the perforation interval. After registering the increase in pressure, gas was vented, a pump was installed in the well, and it was put into operation. Before treatment, the well produced 12 m 3 of fluid per day, with a water cut of 21%. After treatment, the fluid flow rate increased to 19 m 3 / day and the water cut to 24% (oil flow rate increased from 8.5 t / day to 13 t / day).
Пример 4. Скважина эксплуатировала пласт, залегающий на глубине 1200 м, штанговым насосом. Глубина подвески насоса 1150 м, динамический уровень достигал 1100 м. Example 4. The well operated a formation lying at a depth of 1200 m with a rod pump. The pump suspension depth is 1150 m, the dynamic level reached 1100 m.
При обработке скважину остановили и залили 20 литров. During processing, the well was stopped and flooded 20 liters.
Затем закачали в затрубное пространство 2 м3 солярки и залили 200 литров раствора, рассмотренного в примере 2. Закачка солярки способствовала повышению температуры и давления в зоне реакции, в результате дебит скважины вырос в 1,3 раза.Then 2 m 3 of diesel fuel was pumped into the annulus and 200 liters of the solution described in Example 2 were poured. The injection of diesel fuel increased the temperature and pressure in the reaction zone, as a result, the well flow rate increased 1.3 times.
Источники информации. Sources of information.
1. Патент США N 3747679, кл. E 21 B 43/26, 1973. 1. US patent N 3747679, cl. E 21 B 43/26, 1973.
2. Патент США N 4078612, кл. E 21 B 43/00, 1978. 2. US patent N 4078612, CL. E 21 B 43/00, 1978.
3. Авторское свидетельство СССР N 640023, кл. E 21 B 43/24, 1978. 3. Copyright certificate of the USSR N 640023, cl. E 21 B 43/24, 1978.
4. Патент РФ N 2023874, кл. E 21 B 43/24, 1994. 4. RF patent N 2023874, cl. E 21 B 43/24, 1994.
5. Патент США N 4219083, кл. E 21 B 21/00, 1980. 5. US patent N 4219083, CL. E 21 B 21/00, 1980.
6. Патент США N 4330037, кл. E 21 B 43/22, 1982 (прототип). 6. US patent N 4330037, CL. E 21 B 43/22, 1982 (prototype).
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96107502A RU2102589C1 (en) | 1996-04-19 | 1996-04-19 | Method for thermochemical treatment of bottom-hole zone of bed and well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96107502A RU2102589C1 (en) | 1996-04-19 | 1996-04-19 | Method for thermochemical treatment of bottom-hole zone of bed and well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2102589C1 true RU2102589C1 (en) | 1998-01-20 |
| RU96107502A RU96107502A (en) | 1998-01-27 |
Family
ID=20179425
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96107502A RU2102589C1 (en) | 1996-04-19 | 1996-04-19 | Method for thermochemical treatment of bottom-hole zone of bed and well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2102589C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2587203C1 (en) * | 2015-04-07 | 2016-06-20 | ООО "Уфимский Научно-Технический Центр" | Method for thermochemical treatment of bottomhole formation zone |
| RU2803463C1 (en) * | 2022-05-24 | 2023-09-13 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Thermogas-chemical composition and method of its application in the treatment of bottom-hole and remote zones of the productive formation (embodiments) |
-
1996
- 1996-04-19 RU RU96107502A patent/RU2102589C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2587203C1 (en) * | 2015-04-07 | 2016-06-20 | ООО "Уфимский Научно-Технический Центр" | Method for thermochemical treatment of bottomhole formation zone |
| RU2803463C1 (en) * | 2022-05-24 | 2023-09-13 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Thermogas-chemical composition and method of its application in the treatment of bottom-hole and remote zones of the productive formation (embodiments) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9738824B2 (en) | Tight gas stimulation by in-situ nitrogen generation | |
| CA2744556C (en) | Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir | |
| US4219083A (en) | Chemical process for backsurging fluid through well casing perforations | |
| US2094479A (en) | Treatment of wells | |
| CA1242389A (en) | Method for stimulation of wells with carbon dioxide or nitrogen based fluids containing high proppant concentration | |
| US20170101577A1 (en) | Non-acidic exothermic sandstone stimulation fluids | |
| RU2373385C1 (en) | Method for treatment of well bottom zones of production wells | |
| US4883124A (en) | Method of enhancing hydrocarbon production in a horizontal wellbore in a carbonate formation | |
| US10718184B1 (en) | Thermochemical method for removing organic and inorganic deposits from a wellbore | |
| US10961833B2 (en) | Sandstone stimulation using in-situ mud acid generation | |
| CA1275356C (en) | Method of reducing permeability in subterranean formation by use ofalkali metal silicate foam | |
| US4454918A (en) | Thermally stimulating mechanically-lifted well production | |
| US3707192A (en) | Two-stage injection of acid-producing chemicals for stimulating wells | |
| US4007789A (en) | Acidizing wells | |
| US20160076351A1 (en) | Method For Hydraulic Fracking Of An Underground Formation | |
| RU2368769C2 (en) | Bottom-hole formation zone treatment method | |
| US10392911B1 (en) | In-situ carbon dioxide generation for heavy oil recovery method | |
| RU2102589C1 (en) | Method for thermochemical treatment of bottom-hole zone of bed and well | |
| US2090626A (en) | Method of preventing infiltration in wells | |
| RU2440490C2 (en) | Development method of bottom-hole formation zone | |
| US5211233A (en) | Consolidation agent and method | |
| RU2812385C1 (en) | Method for producing high-viscosity oil with in-well thermal activation of binary solution | |
| RU2780194C1 (en) | Method for intensifying oil production from a reservoir | |
| RU2778919C1 (en) | Method for the production of high-viscosity oil and thermal gas-chemical composition for its implementation | |
| RU2191259C2 (en) | Method of well productivity increasing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090420 |