RU2125649C1 - Method for intensification of oil recovery - Google Patents
Method for intensification of oil recovery Download PDFInfo
- Publication number
- RU2125649C1 RU2125649C1 RU98105677A RU98105677A RU2125649C1 RU 2125649 C1 RU2125649 C1 RU 2125649C1 RU 98105677 A RU98105677 A RU 98105677A RU 98105677 A RU98105677 A RU 98105677A RU 2125649 C1 RU2125649 C1 RU 2125649C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- suspension
- organic solvent
- hydrophobic
- water
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Способ относится к нефтедобывающей промышленности, а конкретно к способам увеличения добычи нефти за счет физико-химического воздействия на призабойную зону скважин. The method relates to the oil industry, and specifically to methods for increasing oil production due to physico-chemical effects on the bottom-hole zone of wells.
При добыче нефти из скважин происходит постепенное ухудшение коллекторских свойств нефтяного пласта за счет набухания глины, образования стойких эмульсий, выпадения различных солей, гидратации пород, асфальто-смолопарафиновых отложений и увеличения обводненности, вследствие чего производительность скважин со временем уменьшается. When oil is extracted from wells, the reservoir properties of the oil reservoir gradually decrease due to clay swelling, the formation of persistent emulsions, the formation of various salts, hydration of rocks, asphalt-resin-paraffin deposits and an increase in water cut, as a result of which the productivity of the wells decreases over time.
В целях восстановления фильтрационных параметров и производительности нефтяных скважин существует большое количество различных способов обработки пласта: тепловое, газовое, микробиологическое и сейсмоакустическое воздействие, гидроразрыв пласта, соляно-кислотная и глинокислотная обработка, гидропескоструйная перфорация, метод межфазного катализа и внутрипластового горения, а также их различные комбинации /1/. In order to restore the filtration parameters and productivity of oil wells, there are a large number of different methods for treating the formation: thermal, gas, microbiological and seismoacoustic effects, hydraulic fracturing, hydrochloric acid and clay acid treatment, sandblasting perforation, interfacial catalysis and in-situ combustion, as well as their various combinations / 1 /.
Однако большинство из них не обладают достаточно высокой эффективностью по нефтеотдаче и требуют больших затрат энергоресурсов и применения дорогостоящих материалов. Особенно низка эффективность применения физико-химических методов воздействия на пласт. Так, наиболее распространенная соляно-кислотная обработка позволяет в среднем увеличить дебит нефти на 25-30% в течение непродолжительного времени (2-3 месяца). При этом количество эффективных обработок не превышает 50-70% /2/. However, most of them do not have a sufficiently high efficiency in oil recovery and require large expenditures of energy and the use of expensive materials. Particularly low efficiency of the application of physico-chemical methods of stimulation. So, the most common hydrochloric acid treatment allows an average increase in oil production by 25-30% over a short period of time (2-3 months). The number of effective treatments does not exceed 50-70% / 2 /.
Кроме того, применение соляной кислоты резко ускоряет процессы коррозии насосно-компрессорных труб и преждевременный их выход из строя. In addition, the use of hydrochloric acid dramatically accelerates the corrosion of tubing and their premature failure.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению (прототип) является способ увеличения нефтеотдачи пластов одновременной закачкой в нагнетательную и добывающую скважины суспензии высокодисперсного гидрофобного - водоотталкивающего диоксида кремния в органическом растворителе с концентрацией от 0,05 до 1,0 мас. % , созданием повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью - водой /3/. Closest to the proposed invention (prototype) is a method of increasing oil recovery by simultaneously injecting into a injection and production well a suspension of highly dispersed hydrophobic - water-repellent silicon dioxide in an organic solvent with a concentration of from 0.05 to 1.0 wt. %, the creation of increased pressure in the bottom-hole zone with a selling fluid - water / 3 /.
Способ позволяет увеличить дебит нефтяных скважин до 2,5 раз с незначительным снижением обводненности добываемой продукции (на 5-10%). The method allows to increase the flow rate of oil wells up to 2.5 times with a slight decrease in water cut of the produced products (by 5-10%).
Недостатками указанного способа являются недостаточная эффективность по увеличению дебита добывающих скважин и незначительное снижение обводненности добываемой продукции. The disadvantages of this method are the lack of efficiency in increasing the production rate of production wells and a slight decrease in water cut of produced products.
Техническим результатом, достигаемым в заявляемом изобретении, является увеличение дебита добывающих скважин в 3-10 раз в течение не менее 1,5 года и снижение обводненности нефти на 6-96%. The technical result achieved in the claimed invention is to increase the production rate of production wells by 3-10 times for at least 1.5 years and reduce the water cut of oil by 6-96%.
Технический результат достигают тем, что в способе интенсификации добычи нефти, включающем закачку в нефтяную скважину суспензии гидрофобного - водоотталкивающего порошка в органическом растворителе, создание повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью, в качестве гидрофобного - водоотталкивающего порошка используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные материалы тетрафторэтилена, поливинилового спирта, оксидов титана, кремния, железа, хрома, алюминия, цинка с краевыми углами смачивания от 114 до 178o и степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%, а после создания повышенного давления продавочной жидкостью - нефтью осуществляют выдержку под этим давлением во времени.The technical result is achieved by the fact that in the method of intensifying oil production, which involves injecting a suspension of a hydrophobic - water-repellent powder in an organic solvent into an oil well, creating increased pressure in the bottom-hole zone with a squeezing liquid, as a hydrophobic - water-repellent powder, highly dispersed highly dispersed materials of tetrafluoroethylene are used, polyvinyl alcohol, titanium, silicon, iron, chromium, aluminum, zinc oxides with contact angles from 114 up to 178 o and a degree of hydrophobicity from 96.0 to 99.99%, and after creating high pressure with a squeezing liquid - oil, they are aged under this pressure over time.
В наибольшей степени технический результат достигается тем, что призабойную зону нефтяной скважины обрабатывают суспензией гидрофобного - водоотталкивающего порошка с содержанием его от 0,1 до 2,5 мас.% в органическом растворителе, а в скважину закачивают от 0,5 до 3,0 м3 суспензии гидрофобного - водоотталкивающего порошка в органическом растворителе на каждый погонный метр эффективной зоны мощности пласта.The technical result is achieved to the greatest extent by the fact that the bottomhole zone of an oil well is treated with a suspension of hydrophobic - water-repellent powder with a content of 0.1 to 2.5 wt.% In an organic solvent, and from 0.5 to 3.0 m are pumped into the well 3 suspensions of hydrophobic - water-repellent powder in an organic solvent for each linear meter of the effective zone of formation power.
В качестве органического растворителя используют легкие фракции нефти, дистиллят, керосин, ацетон, газойль, гексан, бензин, конденсат, давление закачки суспензии гидрофобного - водоотталкивающего порошка в органическом растворителе на устье скважины составляет от 4,0 до 38,0 МПа, а время воздействия на проницаемость призабойной зоны пласта под давлением составляет от 12 до 96 часов. As an organic solvent, light fractions of oil, distillate, kerosene, acetone, gas oil, hexane, gasoline, condensate are used, the injection pressure of a suspension of a hydrophobic - water-repellent powder in an organic solvent at the wellhead is from 4.0 to 38.0 MPa, and the exposure time the permeability of the bottomhole formation zone under pressure is from 12 to 96 hours.
Суспензия гидрофобного - водоотталкивающего порошка в органическом растворителе готовится методом механического перемешивания в смесителе в течение 20-30 минут непосредственно перед закачкой в скважину. Порошок представляет собой химически инертный материал со средним размером индивидуальных частиц от 0,1 до 100 мкм и насыпной плотностью до 0,1 до 2,0 г/см3, не оказывающий вредного воздействия на человека и окружающую среду. В отличие от соляно-кислотных обработок суспензия гидрофобного - водоотталкивающего порошка в органическом растворителе при закачке в скважину через насосно-компрессорную трубу ингибирует процессы коррозии и увеличивает срок их эксплуатации.A suspension of a hydrophobic - water-repellent powder in an organic solvent is prepared by mechanical stirring in a mixer for 20-30 minutes immediately before injection into the well. The powder is a chemically inert material with an average individual particle size of from 0.1 to 100 microns and a bulk density of up to 0.1 to 2.0 g / cm 3 that does not have a harmful effect on humans and the environment. In contrast to hydrochloric acid treatments, a suspension of hydrophobic - water-repellent powder in an organic solvent, when pumped into a well through a tubing, inhibits corrosion processes and increases their service life.
Основу порошка составляют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные материалы тетрафторэтилена, поливинилового спирта, оксидов титана, кремния, железа, хрома, алюминия, цинка с краевыми углами смачивания от 114 до 178o и степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%.The basis of the powder is chemically modified on the surface of highly dispersed materials of tetrafluoroethylene, polyvinyl alcohol, oxides of titanium, silicon, iron, chromium, aluminum, zinc with wetting angles from 114 to 178 o and a degree of hydrophobicity from 96.0 to 99.99%.
Пример 1. Была обработана призабойная зона нефтяной скважины с низкой проницаемостью пласта 16 миллидарси и эффективной мощностью пласта 4 м, закачкой 5 м3 суспензии гидрофобного - водоотталкивающего порошка в широкой фракции легких углеводородов с концентрацией его 0,3 мас.%. В качестве продавочной жидкости использовалась безводная нефть в объеме 20 м3. Давление закачки составляло 14 МПа, а время воздействия (реагирования) под этим давлением - 48 часов. До обработки дебит скважины составлял: по жидкости 130 м3/сутки, по нефти 1,1 тонн/сутки, а обводненность 99%. После обработки скважина имеет следующие данные: дебит по жидкости 65 м3/сутки, дебит по нефти 17,1 тонн/сутки, обводненность 67%. Положительный эффект сохраняется в течение 18 месяцев.Example 1. An oil well bottom zone with a low permeability of 16 millidarsi and an effective reservoir capacity of 4 m, 5 m 3 of a suspension of hydrophobic - water-repellent powder in a wide fraction of light hydrocarbons with a concentration of 0.3 wt.% Was treated. Anhydrous oil in a volume of 20 m 3 was used as a selling liquid. The injection pressure was 14 MPa, and the exposure time (response) under this pressure was 48 hours. Before treatment, the well production rate was: for liquid 130 m 3 / day, for oil 1.1 tons / day, and water cut of 99%. After treatment, the well has the following data: fluid flow rate of 65 m 3 / day, oil flow rate of 17.1 tons / day, water cut of 67%. The positive effect persists for 18 months.
Результаты остальных опытов приведены в таблице. Время, в течение которого наблюдается положительный эффект по интенсификации добычи нефти, в опытах NN 1-10 составляет от 9 до 18 месяцев. Во всех опытах в качестве продавочной жидкости использовалась нефть в объеме 20 м3.The results of the remaining experiments are shown in the table. The time during which there is a positive effect on the intensification of oil production in experiments NN 1-10 is from 9 to 18 months. In all experiments, 20 m 3 of oil was used as a squeezing liquid.
Как следует из таблицы, применение гидрофобного - водоотталкивающего порошка с содержанием его от 0,1 до 2,5 мас.% в органическом растворителе в объеме от 0,5 до 3,0 м3 суспензии на каждый погонный метр эффективной зоны мощности пласта приводит к увеличению дебита нефтяных скважин в 3-10 раз в течение 1,5 года и снижению обводненности нефти на 6-96%.As follows from the table, the use of hydrophobic - water-repellent powder with a content of from 0.1 to 2.5 wt.% In an organic solvent in a volume of from 0.5 to 3.0 m 3 of suspension for each linear meter of the effective formation thickness zone leads to an increase in oil production by 3-10 times over 1.5 years and a decrease in oil cut by 6-96%.
Источники информации
1. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т. Интенсификация добычи нефти. - М.: Нефть и газ, 1996.Sources of information
1. Ibragimov L.Kh., Mishchenko I.T. Intensification of oil production. - M .: Oil and gas, 1996.
2. Амиян В.А., Уголев В.С. Физико-химические методы повышения производительности скважин. - М.: Недра, 1970. 2. Amiyan V.A., Ugolev V.S. Physicochemical methods for increasing well productivity. - M .: Nedra, 1970.
3. Патент Российской Федерации N 2105142, кл. E 21 B 43/22, 1998. 3. Patent of the Russian Federation N 2105142, cl. E 21 B 43/22, 1998.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98105677A RU2125649C1 (en) | 1998-04-06 | 1998-04-06 | Method for intensification of oil recovery |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98105677A RU2125649C1 (en) | 1998-04-06 | 1998-04-06 | Method for intensification of oil recovery |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU98105677A RU98105677A (en) | 1999-01-10 |
| RU2125649C1 true RU2125649C1 (en) | 1999-01-27 |
Family
ID=20203961
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98105677A RU2125649C1 (en) | 1998-04-06 | 1998-04-06 | Method for intensification of oil recovery |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2125649C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7316991B1 (en) | 1999-11-01 | 2008-01-08 | Enhanced Recovery Systems Limited | Composition and process for oil extraction |
-
1998
- 1998-04-06 RU RU98105677A patent/RU2125649C1/en active
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7316991B1 (en) | 1999-11-01 | 2008-01-08 | Enhanced Recovery Systems Limited | Composition and process for oil extraction |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2670802C2 (en) | Composites for use in stimulation of oil production and sand control operations | |
| RU2484237C2 (en) | Formation hydraulic fracturing fracture cleaning method | |
| US3556221A (en) | Well stimulation process | |
| US7621328B1 (en) | Methods of pumping fluids having different concentrations of particulate with different concentrations of hydratable additive to reduce pump wear and maintenance in the forming and delivering of a treatment fluid into a wellbore | |
| US7621330B1 (en) | Methods of using a lower-quality water for use as some of the water in the forming and delivering of a treatment fluid into a wellbore | |
| US20090277640A1 (en) | Methods of using a higher-quality water with an unhydrated hydratable additive allowing the use of a lower-quality water as some of the water in the forming and delivering of a treatment fluid into a wellbore | |
| RU2062863C1 (en) | Method for selective motion of unripened flowing gel of cross-linked polymer through the area of the nearest drill well with lower water bearing bed with liquid communication to this area | |
| US7621329B1 (en) | Methods of pumping fluids having different concentrations of particulate at different average bulk fluid velocities to reduce pump wear and maintenance in the forming and delivering of a treatment fluid into a wellbore | |
| RU2357997C1 (en) | Blocking fluid "жг-иэр-т" | |
| RU2125649C1 (en) | Method for intensification of oil recovery | |
| US4261422A (en) | Method for treating underground formations | |
| RU2270913C2 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
| RU2136859C1 (en) | Method of development of oil fields | |
| RU2232262C2 (en) | Method for working of oil deposits | |
| RU2612693C1 (en) | Method to reduce water inflow in production wells without lifting of downhole pumping equipment | |
| RU2097538C1 (en) | Method of reducing loss of flooding agent and method of secondary extraction of hydrocarbons | |
| RU2105142C1 (en) | Method of increasing oil recovery from beds | |
| Shahbazov et al. | APPLICATION OF NANOSYSTEMS FOR IMPROVING RESIDUAL OIL RECOVERY IN AGING FIELDS. | |
| RU2286375C2 (en) | Composition for water-insulation of well | |
| RU2108452C1 (en) | Method for treating bottom-hole zone of bed | |
| RU2788935C1 (en) | Method for temporarily blocking a productive formation under conditions of abnormally low formation pressures | |
| RU2243366C2 (en) | Method for acoustic treatment of wells of system for preservation of bed pressure | |
| RU2233377C1 (en) | Method of treating oil bottomhole formation zone | |
| RU2144132C1 (en) | Process to keep collector properties of face zone of pool of oil producing well | |
| RU2721673C1 (en) | Method of complex hydrogen thermobarochemical treatment of productive formation |