RU2166076C1 - Method of well treatment - Google Patents
Method of well treatment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2166076C1 RU2166076C1 RU99121525/03A RU99121525A RU2166076C1 RU 2166076 C1 RU2166076 C1 RU 2166076C1 RU 99121525/03 A RU99121525/03 A RU 99121525/03A RU 99121525 A RU99121525 A RU 99121525A RU 2166076 C1 RU2166076 C1 RU 2166076C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- mixture
- aqueous solution
- chlorides
- potassium
- sodium
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам обработки скважин с целью повышения их приемистости или продуктивности. The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for processing wells in order to increase their injectivity or productivity.
Известен способ обработки скважин неионогенными ПАВ (НПАВ) типа АФ9-12 [1].A known method of processing wells with non-ionic surfactants (nonionic surfactants) type AF 9-12 [1].
Недостатком известного способа является его низкая эффективность в условиях глинистых коллекторов. The disadvantage of this method is its low efficiency in clay collectors.
Наиболее близким к предлагаемому является способ обработки скважин [2] путем закачки водного раствора реагента - понизителя набухания глин полидиметилдиаллиламмонийхлорида. Closest to the proposed one is a method of treating wells [2] by pumping an aqueous solution of a reagent — a clay swell reducer polydimethyldiallylammonium chloride.
Недостатком известного способа является невысокая эффективность, особенно в условиях добывающих скважин, проявляющаяся низкими приростами коэффициента вытеснения нефти. The disadvantage of this method is its low efficiency, especially in the conditions of producing wells, which is manifested by low increases in oil displacement coefficient.
Решаемая предлагаемым изобретением задача и технический результат заключаются в повышении эффективности способа обработки добывающих и нагнетательных скважин. Solved by the invention, the task and the technical result are to increase the efficiency of the method of processing production and injection wells.
Поставленная задача решается тем, что предварительно в призабойную зону нагнетают водный раствор смеси хлоридов калия и натрия, а поликатионит нагнетают в водном растворе смеси хлоридов калия и натрия в смеси с неионогенным ПАВ. Применяют водный раствор смеси указанных хлоридов с концентрацией хлорида калия 1,0 - 2,5 мас.% и хлорида натрия 2,5 - 4 мас.%, а концентрации поликатионита и неионогенного ПАВ в водном растворе смеси указанных хлоридов - не менее 0,17 мас.% каждого. В качестве смеси указанных хлоридов возможно использование минерала сильвинита. The problem is solved in that previously an aqueous solution of a mixture of potassium and sodium chlorides is injected into the bottomhole zone, and polycationite is injected in an aqueous solution of a mixture of potassium and sodium chlorides in a mixture with a nonionic surfactant. Apply an aqueous solution of a mixture of these chlorides with a concentration of potassium chloride of 1.0 - 2.5 wt.% And sodium chloride of 2.5 - 4 wt.%, And the concentration of polycationite and nonionic surfactant in an aqueous solution of a mixture of these chlorides is not less than 0.17 wt.% each. As a mixture of these chlorides, it is possible to use the mineral sylvinite.
Авторами в процессе экспериментов установлено, что поликатионит в смеси с НПАВ, будучи растворен в водном растворе смеси хлоридов калия и натрия, снижает набухание глин лучше, чем прототип. Предварительная обработка глинистой среды водным раствором хлоридов калия и натрия усиливает эффект. Также экспериментально установлено оптимальное массовое соотношение компонентов в смеси хлоридов калия и натрия: от 1:4 до 1:1. Соответственно в качестве смеси указанных хлоридов применялся минерал сильвинит, который содержит хлорида калия не менее 20%, хлорид натрия - остальное. In the course of experiments, the authors found that polycationite mixed with nonionic surfactants, being dissolved in an aqueous solution of a mixture of potassium and sodium chlorides, reduces clay swelling better than the prototype. Pretreatment of the clay medium with an aqueous solution of potassium and sodium chlorides enhances the effect. Also experimentally established the optimal mass ratio of components in a mixture of potassium and sodium chlorides: from 1: 4 to 1: 1. Accordingly, the mineral sylvinite was used as a mixture of these chlorides, which contains potassium chloride at least 20%, sodium chloride - the rest.
Способ осуществляется следующей последовательностью операций. The method is carried out by the following sequence of operations.
1. Закачка в призабойную зону скважины водного раствора смеси хлоридов калия и натрия. 1. Injection into the bottomhole zone of the well an aqueous solution of a mixture of potassium chloride and sodium.
2. Закачка смеси поликатионита и НПАВ в водном растворе смеси хлоридов калия и натрия. 2. Injection of a mixture of polycationionite and nonionic surfactants in an aqueous solution of a mixture of potassium and sodium chlorides.
Эффективность предлагаемого способа доказана в лабораторных условиях. The effectiveness of the proposed method is proven in laboratory conditions.
Эксперименты проводились на установке УИПК на кернах пласта БС6-2 Средне-Балыкского месторождения с остаточной нефтенасыщенностью 32 - 38%. В качестве контролируемого параметра определялся перепад давления при постоянном расходе жидкости. Сравнение эффективности реагентов осуществлялось по изменению подвижности технологических жидкостей: K2/ μ2 : K1/ μ1, где K и μ - проницаемость пористой среды и вязкость жидкости соответственно.The experiments were carried out at the UIPK installation on cores of the BS 6-2 formation of the Sredne-Balykskoye field with a residual oil saturation of 32 - 38%. The pressure drop at a constant flow rate was determined as a controlled parameter. Comparison of the effectiveness of the reagents was carried out by changing the mobility of process fluids: K 2 / μ 2 : K 1 / μ 1 , where K and μ are the permeability of the porous medium and the viscosity of the liquid, respectively.
Результаты экспериментов приведены в табл. 1. The experimental results are given in table. 1.
Из табл. 1 видно, что предлагаемая последовательность операций (опыт 20) не только эффективнее прототипа (опыт 17), но и обеспечивает синергетический эффект понижения набухания глин, т.к. характеризуется кратностью изменения подвижности технологической жидкости 2,5 (опыт 20), что выше, чем при простой обработке пористой среды смесью поликатионита и НПАВ в водном растворе хлоридов калия и натрия (кратность 2,1 - опыты 1 и 12) и тем более выше, чем при обработке одним поликатионитом в водном растворе смеси хлоридов калия и натрия (кратность 1,7 - опыт 5) и тем более выше, чем при обработке одним водным раствором смеси хлоридов калия и натрия. From the table. 1 shows that the proposed sequence of operations (experiment 20) is not only more effective than the prototype (experiment 17), but also provides a synergistic effect of reducing clay swelling, because characterized by a multiplicity of changes in the mobility of the process fluid 2.5 (experiment 20), which is higher than with a simple treatment of a porous medium with a mixture of polycationionite and nonionic surfactants in an aqueous solution of potassium and sodium chlorides (multiplicity 2.1 -
Опыты 1 и 12 подтверждают оптимальное соотношение хлоридов калия и натрия: от 1:4 до 1:1 и, соответственно, необходимость и достаточность применения водного раствора смеси указанных хлоридов с концентрацией хлорида калия 1,0 - 2,5 мас.% и хлорида натрия 2,5 - 4 мас.%. Опыт 10 показывает, что при уменьшении содержания хлорида калия относительно хлорида натрия до 1:9 резко снижается эффективность способа (кратность 1,7).
Необходимость и достаточность применения концентрации поликатионита и неионогенного ПАВ в водном растворе смеси указанных хлоридов не менее 0, 17 мас. % каждого подтверждается опытами 15 и 16. Дальнейшее уменьшение концентраций поликатионита и НПАВ нежелательно из-за возможных потерь вследствие протекания адсорбции реагентов; увеличивать концентрации выше 0,25% не следует, принимая во внимание стоимость реагентов. The necessity and sufficiency of applying the concentration of polycationite and nonionic surfactant in an aqueous solution of a mixture of these chlorides is not less than 0.17 wt. % of each is confirmed by
Пример конкретного осуществления способа
Исходные данные по скважине:
Остаточные запасы, м3 - 14147
Обводненность продукции, % - 76
Проницаемость пласта, м2 - 0,246·10-12
Мощность пласта, м - 7
Давление, мПа,
пластовое - 18,2
забойное - 11,4
Динамическая вязкость флюида, Па·с - 10-3
Радиус скважины, м - 0,1
Радиус обрабатываемой зоны, м - 5
Содержание глины в коллекторе, % - 3,4
Проектная кратность изменения проницаемости призабойной зоны (по лабораторным данным) (n') - 1,8
Плотность, кг/м3,
нефти - 820
воды - 1200
В призабойную зону скважины последовательно закачивают:
водный раствор смеси хлоридов калия и натрия в объеме 0,8 м3/м мощности пласта, но не менее 8 м3;
смесь поликатионита и НПАВ в водном растворе смеси хлоридов калия и натрия в объеме 0,3 м3/м мощности пласта, но не менее 25 м3 для прокачки объема оторочки хлоридов калия и натрия.An example of a specific implementation of the method
Source data for the well:
Residual reserves, m 3 - 14147
Water cut,% - 76
The permeability of the reservoir, m 2 - 0.246 · 10 -12
Formation power, m - 7
Pressure, MPa
reservoir - 18.2
bottomhole - 11.4
Dynamic fluid viscosity, Pa · s - 10 -3
Well radius, m - 0.1
The radius of the treated area, m - 5
The clay content in the reservoir,% - 3.4
Design rate of change in bottomhole permeability (according to laboratory data) (n ') - 1.8
Density, kg / m 3 ,
oil - 820
water - 1200
The following are sequentially pumped into the bottomhole zone of the well:
an aqueous solution of a mixture of potassium and sodium chlorides in a volume of 0.8 m 3 / m of reservoir power, but not less than 8 m 3 ;
a mixture of polycationic and nonionic surfactants in an aqueous solution of a mixture of potassium and sodium chlorides in a volume of 0.3 m 3 / m of reservoir power, but not less than 25 m 3 to pump the volume of the rim of potassium and sodium chlorides.
Расчет ведется по методике /3/ через коэффициент продуктивности. The calculation is carried out according to the methodology / 3 / through the productivity coefficient.
1. Коэффициент продуктивности до обработки:
где плотность жидкости ρж=ρн+(ρв-ρн)·в=820+(1200-820)·0,76=972 кг/м3.1. Productivity rate before processing:
where the density of the liquid ρ W = ρ n + (ρ in -ρ n ) · in = 820 + (1200-820) · 0.76 = 972 kg / m 3 .
2. Коэффициент продуктивности после обработки:
3. Эффективность обработки:
К = K2/K1·100 = 846/716 · 100 = 118% - прирост на 18%,
что доказывает эффективность предлагаемой технологии.2. The coefficient of productivity after processing:
3. Processing efficiency:
K = K 2 / K 1 · 100 = 846/716 · 100 = 118% - an increase of 18%,
which proves the effectiveness of the proposed technology.
Источники информации
1. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985.Sources of information
1. Surguchev M. L. Secondary and tertiary methods of increasing oil recovery. - M .: Nedra, 1985.
2. Патент США N 4374739, E 21 B 43/25, опубл. 22.02.83 г. 2. US Patent N 4374739, E 21 B 43/25, publ. 02/22/83
3. Разработка нефтяных месторождений (под ред. Н.И.Хисамутдинова, Г.З. Ибрагимова), том 2 - М.: Недра, 1994, с. 75-94. 3. Development of oil fields (under the editorship of NI Khisamutdinov, GZ Ibragimov), Volume 2 - M .: Nedra, 1994, p. 75-94.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU99121525/03A RU2166076C1 (en) | 1999-10-12 | 1999-10-12 | Method of well treatment |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU99121525/03A RU2166076C1 (en) | 1999-10-12 | 1999-10-12 | Method of well treatment |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2166076C1 true RU2166076C1 (en) | 2001-04-27 |
Family
ID=20225784
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU99121525/03A RU2166076C1 (en) | 1999-10-12 | 1999-10-12 | Method of well treatment |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2166076C1 (en) |
-
1999
- 1999-10-12 RU RU99121525/03A patent/RU2166076C1/en not_active IP Right Cessation
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2166076C1 (en) | Method of well treatment | |
RU2097538C1 (en) | Method of reducing loss of flooding agent and method of secondary extraction of hydrocarbons | |
RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
RU2307240C1 (en) | Method for oil field development | |
RU2166075C1 (en) | Composition for treatment of bottom-hole zones | |
RU2060374C1 (en) | Method for developing nonuniform oil deposit with flooding | |
RU2060373C1 (en) | Method for developing oil deposit | |
RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
RU2109132C1 (en) | Method for increasing oil recovery from beds | |
RU2188935C1 (en) | Composition for intensification of oil recovery | |
RU2100585C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole formation zone | |
SU969891A1 (en) | Method of acid treatment of formation | |
RU2120030C1 (en) | Method of action on face zone of oil pool or on oil pool | |
RU2135757C1 (en) | Process of treatment of wells | |
RU2119580C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
RU2078917C1 (en) | Method of development of nonuniform formations with cyclic waterflooding | |
RU2094599C1 (en) | Method for development of oil deposit with high-temperature bed | |
RU2266398C2 (en) | Reservoir oil recovery enhancement method | |
RU2619575C1 (en) | Method for development of water-flooded oil reservoir with unhomogeneous geologic structure | |
RU2068084C1 (en) | Method of working a crude oil deposit | |
RU2042803C1 (en) | Method for reagent treatment of well | |
RU2190657C1 (en) | Oil and gas well-killing fluid | |
RU2101483C1 (en) | Method for treating down-hole zone of well | |
RU2097540C1 (en) | Method of increasing oil recovery of bed |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20031013 |