RU2103477C1 - Method for treating of down-hole zone of bed - Google Patents
Method for treating of down-hole zone of bed Download PDFInfo
- Publication number
- RU2103477C1 RU2103477C1 RU96124458A RU96124458A RU2103477C1 RU 2103477 C1 RU2103477 C1 RU 2103477C1 RU 96124458 A RU96124458 A RU 96124458A RU 96124458 A RU96124458 A RU 96124458A RU 2103477 C1 RU2103477 C1 RU 2103477C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- solvent
- zone
- sulfaminol
- injection
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для восстановления и повышения продуктивности нефтяных скважин, призабойная зона которых заблокирована асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО). The invention relates to the oil industry and can be used to restore and increase the productivity of oil wells, the bottom-hole zone of which is blocked by asphalt-resin-paraffin deposits (paraffin deposits).
Известен ряд способов обработки призабойной зоны скважины путем закачки органического растворителя, продавки его в пласт, выдержки в пласте и удаления продуктов реакции из пласта при запуске скважины в работу. Например, способ, в котором в качестве растворителя используют смесь ракетного топлива и хинолина [1]. A number of methods are known for treating the bottom-hole zone of a well by injecting an organic solvent, pumping it into the formation, holding it in the formation and removing reaction products from the formation when the well is put into operation. For example, a method in which a mixture of rocket fuel and quinoline is used as a solvent [1].
Описанный растворитель при его выдержке в призабойной зоне скважины в течение суток обеспечивает повышение дебита скважины с 0,1 до 3,8 т/сут. The described solvent, when it is kept in the bottom-hole zone of the well during the day, provides an increase in the flow rate of the well from 0.1 to 3.8 t / day.
Такое увеличение дебита скважины не может быть сохранено в данном случае на длительный период из-за того, что указанный растворитель не препятствует отложению АСПО в процессе дальнейшей эксплуатации скважины, так как существенно не влияет на изменение свойств поверхности пор и каналов пласта. Such an increase in the flow rate of the well cannot be maintained in this case for a long period due to the fact that the specified solvent does not prevent the deposition of paraffin deposits during the further operation of the well, since it does not significantly affect the change in the surface properties of pores and formation channels.
Известен ряд способов, в которых обработка призабойной зоны растворителем комбинируется с обработкой поверхностно-активными веществами (ПАВ) [2] или с кислотной обработкой [3]. A number of methods are known in which treatment of the bottom-hole zone with a solvent is combined with treatment with surface-active substances (SAS) [2] or with acid treatment [3].
Использование в указанных способах углеводородных растворителей, таких как гексан, бензол, углеводородный конденсат, являющихся растворителями АСПО, тем не менее также не может обеспечить стабильность дебита скважины более чем на несколько месяцев. Такие растворители на некоторое время придают стенкам пор и каналов в пласте водоотталкивающие свойства, что не препятствует повторному возобновлению блокады АСПО во времени. The use in these methods of hydrocarbon solvents, such as hexane, benzene, hydrocarbon condensate, which are asphaltene-paraffin solvents, however, also cannot ensure the stability of the well flow rate for more than several months. Such solvents for some time give the walls of the pores and channels in the formation water-repellent properties, which does not prevent the repeated resumption of blockade of paraffin in time.
Наиболее близким к изобретению является способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачивание в нее эмульсии, содержащей растворитель, выбранный из группы, включающей галогенизированные углеводороды и высокоароматические углеводороды, некислотную водную жидкость, содержащую хлористый натрий и хлористый калий, и ПАВ, и выдерживание его в зоне [4]. Closest to the invention is a method of treating the bottom of the formation, including pumping in it an emulsion containing a solvent selected from the group comprising halogenated hydrocarbons and highly aromatic hydrocarbons, a non-acidic aqueous liquid containing sodium chloride and potassium chloride, and surfactant, and keeping it in the zone [4].
Однако указанный способ не обеспечивает стабильной работы скважины на длительный период. However, this method does not provide stable operation of the well for a long period.
Задача изобретения - создание способа обработки призабойной зоны пласта, обеспечивающего стабильность продуктивности скважины на длительный период времени за счет препятствования возобновлению блокады АСПО. The objective of the invention is the creation of a method of processing the bottom-hole zone of the reservoir, ensuring the stability of the productivity of the well for a long period of time by preventing the resumption of blockade of paraffin.
Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны пласта, включающем закачивание в нее растворителя и выдерживание его в зоне, используют растворитель, выбранный из группы: хлор- и/или фторуглеводороды метанового, этанового, пентанового ряда, и дополнительно проводят кислотную обработку раствором сульфаминовой кислоты в пластовой воде концентрацией, мас. %: сульфаминовая кислота 14-18; пластовая вода Остальное до закачивания растворителя, концентрацией, мас.%: сульфаминовая кислота 7-9; пластовая вода Остальное после закачивания растворителя. The problem is solved in that in a method for treating a bottom-hole formation zone, including pumping a solvent into it and keeping it in a zone, a solvent selected from the group of chlorine and / or fluorocarbons of methane, ethane, pentane series is used, and an additional acid treatment is carried out with a solution of sulfamic acid acid in formation water concentration, wt. %: sulfamic acid 14-18; formation water The rest before injection of the solvent, concentration, wt.%: sulfamic acid 7-9; formation water The rest after injection of solvent.
Воздействие используемого растворителя на поверхность пор и каналов призабойной зоны заключается в их лиофобизации, то есть придании водонефтеотталкивающих свойств поверхности за счет взаимодействия с растворителем. В качестве жидких галогенуглеводородов используют, например, трихлорфторметан (CCl3F), трифтортрихлорэтан (F2ClC-CCl2F), фтордихлорэтан (FCl2C-CН3), дигидродекафторпентан (С5Н2F10). Эффективность растворителей для удаления АСПО в призабойном пласте исследовали на модельных образцах кернов, заблокированных асфальтосмолистыми и парафиновыми веществами. Моделирование пласта и внутрипластовых процессов, протекающих в призабойной зоне при работе и обработке растворителями, проводилось на основе параметров подобия пласта, включающих как геометрические, так и физико-химические и фильтрационно-емкостные критерии.The effect of the solvent used on the surface of the pores and channels of the bottomhole zone consists in their lyophobization, that is, imparting water-oil-repellent surface properties due to interaction with the solvent. As liquid halogenated hydrocarbons, for example, trichlorofluoromethane (CCl 3 F), trifluorotrichloroethane (F 2 ClC-CCl 2 F), fluorodichloroethane (FCl 2 C-CH 3 ), dihydrodecafluoropentane (C 5 H 2 F 10 ) are used. The effectiveness of solvents for the removal of paraffin deposits in the bottomhole formation was studied on model core samples blocked by asphalt-resinous and paraffin substances. Modeling of the formation and in-situ processes occurring in the bottomhole zone during operation and treatment with solvents was carried out on the basis of the reservoir similarity parameters, including both geometric, physicochemical and filtration-capacitive criteria.
Таким образом, для определения влияния растворителей на устранение блокады из асфальто-смолистых и парафиновых веществ были выбраны следующие модельные условия: пластовая температура, 40,5oС; длина модели пласта, 1 4,0+5,5 см; пористость породы, m 0,12 + 0,25; проницаемость породы, К 0,015 + 0,25 мкм2; скорость фильтрации воды, нефти на модели пласта, Wм 0,01 + 0,50 см/с; скорость фильтрации растворителя на модели пласта, Wм 0,05 + 0,5 см/с.Thus, to determine the effect of solvents on the elimination of blockade from asphalt-resinous and paraffin substances, the following model conditions were chosen: reservoir temperature, 40.5 o C; formation model length, 1 4.0 + 5.5 cm; porosity of the rock, m 0.12 + 0.25; rock permeability, K 0.015 + 0.25 μm 2 ; filtration rate of water, oil on the reservoir model, Wm 0.01 + 0.50 cm / s; solvent filtration rate on the reservoir model, Wm 0.05 + 0.5 cm / s.
В лабораторных условиях использовали линейные модели пласта диаметром d = 30,0 мм, площадью поперечного сечения F = 7,065 см2 и длиной lм = 4,0 + 5,0 см, представленные естественными образцами породы - коллектора (керновым материалом). Образец подвергался насыщению пластовой водой и обезвоженной нефтью для определения его водо- и нефтепроницаемости. Исследования проводились на образцах различной водои нефтепроницаемости. Формирование блокады осуществлялось высоковязкой парафинистой нефтью.In the laboratory, linear models of the formation were used with a diameter of d = 30.0 mm, a cross-sectional area of F = 7.065 cm 2 and a length of l m = 4.0 + 5.0 cm, represented by natural rock samples - the reservoir (core material). The sample was saturated with formation water and dehydrated oil to determine its water and oil permeability. Studies were conducted on samples of various water permeability. The blockade was formed by high viscosity paraffin oil.
Результаты исследований сведены в таблицу. The research results are summarized in table.
В промысловых условиях испытывали влияние способа обработки на скважинах глубиной 1200 м и 1700 м на пластах осадочных пород и известняков. Время выдержки растворителя варьировалось в зависимости от видов предыдущих обработок зоны и увеличивалось в случае применения полимерных ПАВ. In field conditions, the influence of the treatment method was tested on wells with a depth of 1200 m and 1700 m on sedimentary rock and limestone formations. The solvent exposure time varied depending on the types of previous treatments of the zone and increased in the case of using polymeric surfactants.
Пример 1. Малодебитная скважина (2 т/сут) в осадочных породах глубиной 1200 м была обработана 0,6 м3 трихлорфторметана в октябре 1993 и выдержана в течение суток. В результате обработки дебит скважины увеличился до 3,5 т/сут. Скважина работает и в настоящее время без снижения дебита.Example 1. A low-yield well (2 t / day) in sedimentary rocks with a depth of 1200 m was treated with 0.6 m 3 of trichlorofluoromethane in October 1993 and kept for a day. As a result of processing, the flow rate of the well increased to 3.5 tons / day. The well is still operating without a decrease in production.
Пример 2. Малодебитная скважина в осадочных породах (4,5 т/сут) глубиной 1200 м в марте 1994 была обработана 14%-ным раствором САК (то есть раствором, содержащим 14% сульфаминовой кислоты и 86% пластовой воды), затем 0,8 м3 трифтортрихлорэтана, вновь 7%-ный раствором САК, то есть раствором, содержащим 7% сульфаминовой кислоты и 93% пластовой воды. После выдержки в течение 1 сут дебит скважины повысился до 12 т/сут. Скважина работает и в настоящее время без снижения дебита.Example 2. A low-yield well in sedimentary rocks (4.5 tons / day) with a depth of 1200 m in March 1994 was treated with a 14% solution of NAO (that is, a solution containing 14% sulfamic acid and 86% formation water), then 0, 8 m 3 of trifluorotrichloroethane, again a 7% solution of NAO, that is, a solution containing 7% sulfamic acid and 93% formation water. After holding for 1 day, the flow rate of the well increased to 12 t / day. The well is still operating without a decrease in production.
Пример 3. Скважина глубиной 1700 м в известковой породе с дебитом 4,0 т/сут в июле 1994 была обработана 18%-ным раствором САК, то есть раствором, содержащим 18% сульфаминовой кислоты и 82%-ным пластовой воды, затем 0,4 м3 трифтордихлорэтана, затем снова 9%-ным раствором САК, то есть раствором, содержащим 9% сульфаминовой кислоты и 91% пластовой воды, в пластовой воде и выдержана в течение 2 сут. Дебит скважины увеличился до 8,3 т/сут и остается таким в настоящее время.Example 3. A well with a depth of 1700 m in limestone rock with a flow rate of 4.0 tons / day in July 1994 was treated with an 18% solution of NAO, that is, a solution containing 18% sulfamic acid and 82% formation water, then 0, 4 m 3 of trifluorodichloroethane, then again with a 9% solution of NAO, that is, a solution containing 9% sulfamic acid and 91% formation water, in formation water and aged for 2 days. The flow rate of the well has increased to 8.3 t / day and remains so at present.
Кроме описанных предлагаемым способом в период 1993-1994 было обработано еще 11 скважин, дебит которых увеличился и стабильно сохраняется в настоящее время. Обработка призабойных зон только растворителем позволяет повысить дебит малодебитной скважины в 2-5 раз и стабилизировать его во времени, в то время как комбинирование такое обработки с обработкой растворами САК позволяет повысить продуктивность малодебитной скважины в 12 раз. In addition to those described by the proposed method, in the period 1993-1994 another 11 wells were processed, the flow rate of which has increased and is currently being stably maintained. The treatment of bottom-hole zones only with a solvent allows to increase the flow rate of a low-production well by 2-5 times and stabilize it in time, while combining this treatment with treatment with NAO solutions allows to increase the productivity of a low-flow-rate well by 12 times.
Claims (1)
Пластовая вода Остальное
до закачивания растворителя и концентрацией, мас.Sulfamic acid 14 18
Formation water
to the injection of the solvent and concentration, wt.
Пластовая вода Остальное
после закачивания растворителя.Sulfamic acid 7 9
Formation water
after injecting the solvent.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU96124458A RU2103477C1 (en) | 1996-12-27 | 1996-12-27 | Method for treating of down-hole zone of bed |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU96124458A RU2103477C1 (en) | 1996-12-27 | 1996-12-27 | Method for treating of down-hole zone of bed |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2103477C1 true RU2103477C1 (en) | 1998-01-27 |
RU96124458A RU96124458A (en) | 1998-05-27 |
Family
ID=20188612
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU96124458A RU2103477C1 (en) | 1996-12-27 | 1996-12-27 | Method for treating of down-hole zone of bed |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2103477C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2611796C1 (en) * | 2015-12-31 | 2017-03-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone (versions) |
RU2824616C1 (en) * | 2023-12-13 | 2024-08-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of filter regeneration and bottomhole formation zone cleaning |
-
1996
- 1996-12-27 RU RU96124458A patent/RU2103477C1/en active
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2611796C1 (en) * | 2015-12-31 | 2017-03-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone (versions) |
RU2824616C1 (en) * | 2023-12-13 | 2024-08-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of filter regeneration and bottomhole formation zone cleaning |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US3729053A (en) | Method for increasing permeability of oil-bearing formations | |
US3568772A (en) | Well stimulation with micellar dispersions | |
NO176936B (en) | Method of treating an underground formation containing fine particles with an organosilicon compound | |
EA009260B1 (en) | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery | |
US2259428A (en) | Treatment of wells | |
US3360043A (en) | Method of treating clay-containing formations with guanidine salt solution | |
US3301328A (en) | Well stimulation | |
RU2103477C1 (en) | Method for treating of down-hole zone of bed | |
RU2506298C1 (en) | Producing layer filtration property modifier | |
US3288215A (en) | Well treatment to increase water injectivity | |
RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
RU2232262C2 (en) | Method for working of oil deposits | |
US3500932A (en) | Use of micellar solution to precede sandfrac treatments | |
RU2188933C1 (en) | Method of increasing wells productivity | |
RU2023143C1 (en) | Method for treatment of bottom-hole formation zone of producing well | |
RU2154160C1 (en) | Method of oil deposit development | |
RU2203409C1 (en) | Process of treatment of face zone of well | |
US4402857A (en) | Demulsifier for produced oil-in-water emulsions containing spent mud acids | |
RU2120030C1 (en) | Method of action on face zone of oil pool or on oil pool | |
Babaev et al. | Hydrophobization method and" Ramksis-2" material for the flow rate in crease in the watered oil wells | |
US3799265A (en) | Use of micellar solution as an emulsion breaker | |
RU2166624C2 (en) | Method of treatment of bottom-holes of wells producing heavy oils and native bitumens | |
SU607959A1 (en) | Method of treating well-face area | |
RU2764512C1 (en) | Method for processing boreholes during production of gas from low-temperature, low-permeable and mudded formations | |
RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water |