RU2159322C1 - Способ воздействия на призабойную зону скважины - Google Patents
Способ воздействия на призабойную зону скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2159322C1 RU2159322C1 RU2000110899A RU2000110899A RU2159322C1 RU 2159322 C1 RU2159322 C1 RU 2159322C1 RU 2000110899 A RU2000110899 A RU 2000110899A RU 2000110899 A RU2000110899 A RU 2000110899A RU 2159322 C1 RU2159322 C1 RU 2159322C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- solvent
- asphalt
- resin
- paraffin deposits
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины. При обработке призабойной зоны скважины заполняют скважину, расположенную на участке с пониженным давлением, растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений. Проводят первую технологическую выдержку, продавку растворителя в призабойную зону скважины, вторую технологическую выдержку, замену растворителя на жидкость глушения и имплозионное воздействие. В качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют 4-6%-ный раствор в нефти смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов C6-C8 не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов, при их соотношении по массе (25-75) : (25-75). Первую технологическую выдержку проводят в течение 6-10 ч при начально установленном давлении на устье скважины 2,5-3,5 МПа. Вторую технологическую выдержку проводят в течение 6-10 ч. При наличии приемистости скважины после заполнения растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, начиная от нижних перфорационных отверстий до устья скважины, проводят продавку растворителя в призабойную зону в объеме 1,5-2,5 м3/м интервала перфорации. Технический результат: увеличение продуктивности скважины. 1 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины.
Известен способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающий заполнение интервала продуктивного пласта скважины раствором для обработки призабойной зоны скважины, технологическую выдержку, имплозионное воздействие с одновременной откачкой продуктов реакции и повторение операций [1].
Известный способ недостаточно эффективен при обработке сильно закольматированных призабойных зон скважин.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий промывку скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений с частичной его продавкой в призабойную зону скважины, имплозионное воздействие с одновременной откачкой продуктов реакции, заполнение интервала продуктивного пласта скважины раствором для обработки призабойной зоны скважины, технологическую выдержку, при повторении операций после каждого заполнения интервала продуктивного пласта скважины раствором для обработки призабойной зоны скважины его продавку нефтью в призабойную зону скважины (2).
Известный способ недостаточно эффективен при обработке сильно закольматированных призабойных зон скважин.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ воздействия на призабойную зону скважины, включающий промывку скважины, расположенной на участке залежи с пониженным пластовым давлением, растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений - 3-6%-ным раствором в органическом растворителе смеси тяжелой пиролизной смолы и дипроксамина в соотношении (9-11):1, заполнение скважины растворителем начиная от нижних перфорационных отверстий до устья скважины, первую технологическую выдержку в течение 12 - 24 ч, продавку растворителя в призабойную зону в объеме 1,5 - 2,5 м3/м интервала перфорации, вторую технологическую выдержку в течение 12 - 24 ч, замену растворителя на жидкость глушения и термоимплозионное воздействие. При наличии приемистости скважины проводят продавку растворителя в призабойную зону в объеме 1,5 - 2,5 м3/м интервала перфорации.
Известный способ недостаточно эффективен при обработке сильно закольматированных призабойных зон скважин, особенно в карбонатном коллекторе.
В изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины, увеличение продуктивности скважины.
Задача решается тем, что в способе воздействия на призабойную зону скважины, включающем заполнение скважины, расположенной на участке залежи с пониженным пластовым давлением, растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, первую технологическую выдержку, продавку растворителя в призабойную зону скважины, вторую технологическую выдержку, замену растворителя на жидкость глушения и имплозионное воздействие, согласно изобретению в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют 4-6%-ный раствор в нефти смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов C6-C8 не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов, при их соотношении по массе (25-75):(25-75), первую технологическую выдержку проводят в течение 6 - 10 ч при начально установленном давлении на устье скважины 2,5 - 3,5 МПа, вторую технологическую выдержку проводят в течение 6 - 10 ч.
При наличии приемистости скважины после заполнения растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений начиная от нижних перфорационных отверстий до устья скважины проводят продавку растворителя в призабойную зону в объеме 1,5-2,5 м3/м интервала перфорации.
Признаками изобретения являются:
1. заполнение скважины, расположенной на участке залежи с пониженным пластовым давлением, растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений;
2. первая технологическая выдержка;
3. продавка растворителя в призабойную зону скважины;
4. вторая технологическая выдержка;
5. замена растворителя на жидкость глушения;
6. имплозионное воздействие;
7. использование в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений 4-6%-ного раствора в нефти смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов C6-C8 не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов, при их соотношении по массе (25-75): (25-75);
8. первая технологическая выдержка в течение 6 - 10 ч;
9. то же при начально установленном давлении на устье скважины 2,5 - 3,5 МПа;
10. вторая технологическая выдержка в течение 6 - 10 ч;
11. при наличии приемистости скважины после заполнения растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений начиная от нижних перфорационных отверстий до устья скважины проведение продавки растворителя в призабойную зону в объеме 1,5 - 2,5 м3/м интервала перфорации.
1. заполнение скважины, расположенной на участке залежи с пониженным пластовым давлением, растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений;
2. первая технологическая выдержка;
3. продавка растворителя в призабойную зону скважины;
4. вторая технологическая выдержка;
5. замена растворителя на жидкость глушения;
6. имплозионное воздействие;
7. использование в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений 4-6%-ного раствора в нефти смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов C6-C8 не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов, при их соотношении по массе (25-75): (25-75);
8. первая технологическая выдержка в течение 6 - 10 ч;
9. то же при начально установленном давлении на устье скважины 2,5 - 3,5 МПа;
10. вторая технологическая выдержка в течение 6 - 10 ч;
11. при наличии приемистости скважины после заполнения растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений начиная от нижних перфорационных отверстий до устья скважины проведение продавки растворителя в призабойную зону в объеме 1,5 - 2,5 м3/м интервала перфорации.
Признаки 1 - 6 являются общими с прототипом, признаки 7 - 10 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 11 является частным признаком изобретения.
Сущность изобретения
При работе нефтедобывающих скважин происходит постепенное снижение их продуктивности. В предложенном способе решается задача повышения продуктивности скважин. Задача решается следующим образом.
При работе нефтедобывающих скважин происходит постепенное снижение их продуктивности. В предложенном способе решается задача повышения продуктивности скважин. Задача решается следующим образом.
Выбирают скважину для обработки на участке залежи с пониженным пластовым давлением. Пониженное пластовое давление необходимо, т.к. технология предусматривает заполнение скважины жидкостью малой плотности. Спускают в скважину колонну насосно-компрессионных труб ниже или на уровень нижних перфорационных отверстий. Заполняют скважину растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений.
При наличии приемистости скважины продавливают растворитель в призабойную зону в объеме 1,5 - 2,5 м3/м интервала перфорации. При отсутствии приемистости проводят первую технологическую выдержку в течение 6 - 10 ч при начально установленном давлении на устье скважины 2,5 - 3,5 МПа. Продавливают растворитель в призабойную зону в объеме 1,5 - 2,5 м3/м интервала перфорации. Проводят вторую технологическую выдержку в течение 6 - 10 ч. В результате воздействия растворителя растворяются асфальтосмолопарафиновые отложения в призабойной зоне и стволе скважины. Заменяют растворитель на жидкость глушения и проводят имплозионное воздействие, в результате которого растворенные асфальтосмолопарафиновые отложения удаляются из призабойной зоны в имплозионную камеру и извлекаются из скважины. Происходит очистка призабойной зоны, продуктивность скважины увеличивается.
В качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют 4-6%-ный раствор в нефти смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов C6-C8 не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов, при их соотношении по массе (25-75):(25-75).
Содержание в бензиновой фракции предельных углеводородов нормального и изостроения с числом углеродных атомов C4 составляет 6,66 - 17,4 мас.% и C5 составляет 18,45 - 29,8 мас.%. Температура кипения бензиновой фракции составляет 30 - 180oC. В качестве бензиновой фракции используют рафинат каталитического риформинга для пиролиза, имеющий техническое название - сырье для пиролиза по ТУ 38.402-62-120-90, или фракцию прямогонного бензина, имеющую техническое название - "реагент К-2", с температурой кипения 20 - 175oC согласно техническим требованиям на реагент К-2 - фракцию прямогонного бензина из стабилизационной колонны.
Продукт органического синтеза на основе ароматических углеводородов представляет собой легкую пиролизную смолу или этилбензольную фракцию.
Смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов C6-C8 не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов при их соотношении по массе (25-75):(25-75) представляют собой жидкости от светло-желтого до светло-коричневого цвета с плотностью 820-890 кг/м3 и температурой застывания -60oC.
Применение смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов C6-C8 не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов при их соотношении по массе (25-75):(25-75) повышает отмывающие свойства. В сочетании с подобранными режимами технологических выдержек и продавок это приводит к повышению степени очистки призабойной зоны скважины.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Обрабатывают призабойную зону добывающей скважины глубиной 1700 м, вскрывшей пласт толщиной 3 м. Выбирают скважину для обработки на участке залежи с пониженным пластовым давлением, равным 14 МПа (начальное пластовое давление равно 17 МПа). Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб и заполняют скважину растворителем от забоя до устья скважины. Заполняют скважину растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, состоящим из 5%-ного раствора в нефти смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов C6-C8 не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов, при их соотношении по массе 50:50. Проводят первую технологическую выдержку в течение 8 ч. Продавливают растворитель в призабойную зону в объеме 6 м3 (2 м3/м интервала перфорации). Проводят вторую технологическую выдержку в течение 8 ч. Заменяют растворитель на жидкость глушения - воду с плотностью 1,16 г/см3. Проводят имплозионное воздействие с помощью имплозионного устройства, состоящего из буровой трубы и клапанов в объеме 0,02 м3.
Пример 1. Обрабатывают призабойную зону добывающей скважины глубиной 1700 м, вскрывшей пласт толщиной 3 м. Выбирают скважину для обработки на участке залежи с пониженным пластовым давлением, равным 14 МПа (начальное пластовое давление равно 17 МПа). Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб и заполняют скважину растворителем от забоя до устья скважины. Заполняют скважину растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, состоящим из 5%-ного раствора в нефти смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов C6-C8 не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов, при их соотношении по массе 50:50. Проводят первую технологическую выдержку в течение 8 ч. Продавливают растворитель в призабойную зону в объеме 6 м3 (2 м3/м интервала перфорации). Проводят вторую технологическую выдержку в течение 8 ч. Заменяют растворитель на жидкость глушения - воду с плотностью 1,16 г/см3. Проводят имплозионное воздействие с помощью имплозионного устройства, состоящего из буровой трубы и клапанов в объеме 0,02 м3.
Пример 2. Выполняют, как пример 1. При наличии приемистости скважины после заполнения растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений начиная от нижних перфорационных отверстий до устья скважины проводят продавливание растворителя в призабойную зону в объеме 2 м3/м интервала перфорации.
До обработки призабойной зоны дебит скважины был 5 - 6 т/сут, после обработки стал 12 - 14 т/сут. Обводненность добываемой продукции не изменилось и осталась на уровне 35%.
Изменение соотношения смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов C6-C8 не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов при их соотношении по массе (25-75):(25-75) в нефти в пределах от 4 до 6%, проведение первой технологической выдержки в пределах от 6 до 10 ч при начально установленном давлении на устье скважины в пределах от 2,5 до 3,5 МПа, проведение второй технологической выдержки в пределах от 6 до 10 ч и продавка растворителя в призабойную зону в объеме от 1,5 до 2,5 м3/м интервала перфорации приводит к аналогичному результату.
Применение предложенного способа позволит увеличить продуктивность скважин.
Источники информации, принятые по внимание при составлении заявки:
1. Патент РФ N 2029078, кл. E 21 B 43/25, опублик. 1995.
1. Патент РФ N 2029078, кл. E 21 B 43/25, опублик. 1995.
2. Патент РФ N 2117145, кл. E 21 B 43/25, опублик. 1998 г.
3. Патент РФ N 21476329, кл. E 21 B 43/25, опублик. 10.03.2000 в БИ N 7 за 2000 г. - прототип.
Claims (2)
1. Способ воздействия на призабойную зону скважины, включающий заполнение скважины, расположенной на участке залежи с пониженным пластовым давлением, растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, первую технологическую выдержку, продавку растворителя в призабойную зону скважины, вторую технологическую выдержку, замену растворителя на жидкость глушения и имплозионное воздействие, отличающийся тем, что в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют 4-6%-ный раствор в нефти смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов C6-C8 не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов, при их соотношении по массе (25-75) : (25-75), первую технологическую выдержку проводят в течение 6-10 ч при начально установленном давлении на устье скважины 2,5-3,5 МПа, вторую технологическую выдержку проводят в течение 6-10 ч.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при наличии приемистости скважины после заполнения растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, начиная от нижних перфорационных отверстий до устья скважины, проводят продавку растворителя в призабойную зону в объеме 1,5-2,5 м3/м интервала перфорации.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000110899A RU2159322C1 (ru) | 2000-05-04 | 2000-05-04 | Способ воздействия на призабойную зону скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000110899A RU2159322C1 (ru) | 2000-05-04 | 2000-05-04 | Способ воздействия на призабойную зону скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2159322C1 true RU2159322C1 (ru) | 2000-11-20 |
Family
ID=20234076
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000110899A RU2159322C1 (ru) | 2000-05-04 | 2000-05-04 | Способ воздействия на призабойную зону скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2159322C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2527085C1 (ru) * | 2013-09-24 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины |
| RU2807674C1 (ru) * | 2023-05-30 | 2023-11-21 | Олег Васильевич Коломийченко | Способ повышения нефтеотдачи нефтекерогеносодержащих продуктивных пластов баженовской свиты |
-
2000
- 2000-05-04 RU RU2000110899A patent/RU2159322C1/ru active
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2527085C1 (ru) * | 2013-09-24 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины |
| RU2807674C1 (ru) * | 2023-05-30 | 2023-11-21 | Олег Васильевич Коломийченко | Способ повышения нефтеотдачи нефтекерогеносодержащих продуктивных пластов баженовской свиты |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Turta et al. | Field foam applications in enhanced oil recovery projects: screening and design aspects | |
| US4489783A (en) | Viscous oil recovery method | |
| CA1144064A (en) | Method for producing heavy crude | |
| US4099568A (en) | Method for recovering viscous petroleum | |
| CA2756389C (en) | Improving recovery from a hydrocarbon reservoir | |
| US4127172A (en) | Viscous oil recovery method | |
| US4466485A (en) | Viscous oil recovery method | |
| CA2739103C (en) | Method for recovering heavy/viscous oils from a subterranean formation | |
| US9970282B2 (en) | Recovery from a hydrocarbon reservoir | |
| US4503910A (en) | Viscous oil recovery method | |
| US20190093463A1 (en) | Hydraulic Fracturing with Nanobubbles | |
| RU2304710C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| CA1116510A (en) | High vertical conformance steam drive oil recovery method | |
| CA2108723A1 (en) | In-situ bitumen recovery from oil sands | |
| RU2159322C1 (ru) | Способ воздействия на призабойную зону скважины | |
| RU2160359C1 (ru) | Способ комплексного воздействия на призабойную зону скважины | |
| US3292703A (en) | Method for oil production and gas injection | |
| RU2344279C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| CA1210687A (en) | Viscous oil recovery method | |
| EP1633953B1 (en) | Substances to stimulate the extraction of crude oil and a method of processing them | |
| RU2146329C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2801030C2 (ru) | Способ разработки месторождений трудноизвлекаемых углеводородов | |
| Stashok et al. | Thermal gas-dynamical technologies for recovery of viscous oils-application experience | |
| RU2224089C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| CA1122518A (en) | Recovery of bitumen from tar sand material |