RU2209936C2 - Способ термохимического воздействия на нефтяной пласт - Google Patents
Способ термохимического воздействия на нефтяной пласт Download PDFInfo
- Publication number
- RU2209936C2 RU2209936C2 RU2001125522A RU2001125522A RU2209936C2 RU 2209936 C2 RU2209936 C2 RU 2209936C2 RU 2001125522 A RU2001125522 A RU 2001125522A RU 2001125522 A RU2001125522 A RU 2001125522A RU 2209936 C2 RU2209936 C2 RU 2209936C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bottomhole
- zone
- calcium
- hydrochloric acid
- formation
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в технологических операциях при удалении асфальтосмолистых и парафиновых отложений и снижении выноса частиц породы из призабойной зоны. Техническим результатом является повышение эффективности способа термохимического воздействия на призабойную зону и расширение его диапазона применения за счет объемной кольматации ближней призабойной зоны дополнительным технологическим компонентом с последующим его закреплением в призабойной зоне пласта при высоких температурах, что приводит к снижению поступления песка на забой при хорошей производительности скважины. В способе термохимического воздействия на нефтяной пласт для удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений, включающем последовательную закачку в зону воздействия водной дисперсии кальция и воды, причем воду используют подкисленную соляной кислотой до рН не более 5, при соотношении соляной кислоты и кальция в 1,5-2 раза более стехиометрического, перед закачкой указанных компонентов в скважину предварительно закачивают водную суспензию бентонитовой глины. После проведения термохимического воздействия в случае потери гидропроводности производится повторная перфорация нефтенасыщенной толщи пласта. 1 з.п.ф-лы.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в технологических операциях при удалении асфальто-смолисто-парафиновых отложений и снижения выноса частиц породы из призабойной зоны скважины
Предшествующий уровень техники
Известен способ удаления асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений за счет термохимической реакции между щелочным металлом и водой, включающий последовательную закачку углеводородной дисперсии щелочного металла и воды [1].
Предшествующий уровень техники
Известен способ удаления асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений за счет термохимической реакции между щелочным металлом и водой, включающий последовательную закачку углеводородной дисперсии щелочного металла и воды [1].
Известный способ пожаро- и взрывоопасен как при транспортировке, так и при выполнении работ, и поэтому не нашел распространения на практике.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ закачки в зону воздействия водной дисперсии гранулированного кальция и слабого раствора соляной кислоты с рН не более 5 при соотношении соляной кислоты и кальция в 1,5-2 более стехиометрического [2].
К недостаткам способа термохимической обработки по способу [2] относится то, что в скважинах, пласты которых сложены рыхлыми песчаниками, термохимическое воздействие может вызвать увеличение выноса песка за счет растрескивания пород при высоких температурах.
В предлагаемом изобретении решается задача повышения эффективности способа термохимического воздействия на призабойную зону и расширения его диапазона применения за счет объемной кольматации ближней призабойной зоны дополнительным технологическим компонентом с последующим его закреплением в призабойной зоне пласта при высоких температурах, что приводит к снижению поступления песка на забой при хорошей производительности скважины.
Раскрытие сущности изобретения
Поставленная цель достигается тем, что в способе термохимического воздействия на нефтяной пласт для удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений, включающем последовательную закачку в зону воздействия водной дисперсии кальция и воды, причем воду используют подкисленную соляной кислотой до рН не более 5, при соотношении соляной кислоты и кальция в 1,5-2 раза более стехиометрического, перед закачкой указанных компонентов в скважину предварительно закачивают водную суспензию бентонитовой глины. После проведения термохимического воздействия в случае потери гидропроводности производится повторная перфорация нефтенасыщенной толщи пласта.
Поставленная цель достигается тем, что в способе термохимического воздействия на нефтяной пласт для удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений, включающем последовательную закачку в зону воздействия водной дисперсии кальция и воды, причем воду используют подкисленную соляной кислотой до рН не более 5, при соотношении соляной кислоты и кальция в 1,5-2 раза более стехиометрического, перед закачкой указанных компонентов в скважину предварительно закачивают водную суспензию бентонитовой глины. После проведения термохимического воздействия в случае потери гидропроводности производится повторная перфорация нефтенасыщенной толщи пласта.
Физико-химическая сущность предлагаемой технологии заключается в том, что при термическом воздействии глина теряет воду и твердеет, а асфальто-смолисто-парафиновые отложения приобретают подвижность, за счет чего происходит изменение гидропроводности призабойной зоны скважины зоны воздействия.
Общий объем суспезии бентонитовой глины готовится из расчета проникновения этого состава в эксплуатационный пропласток до глубины 0,5-1 м по радиусу скважины с учетом пористости пласта.
Общий объем компонентов термохимической реакции рассчитывается по конечной температуре ближней призабойной зоны до заданной величины, которая определяется условием, что твердение глин происходит при температурах 200-600oС в зависимости от их состава и пластового давления.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Скважина глубиной 1100 м, с интервалом перфорации 1043-1048 м, пористостью 22%, производительностью 30 м3/сут, обводненностью 67%. В скважину было закачано 8 м3 однопроцентной суспензии бентонитовой глины из расчета проникновения на 2,5 м по радиусу в водоотдающий пропласток.
Пример 1. Скважина глубиной 1100 м, с интервалом перфорации 1043-1048 м, пористостью 22%, производительностью 30 м3/сут, обводненностью 67%. В скважину было закачано 8 м3 однопроцентной суспензии бентонитовой глины из расчета проникновения на 2,5 м по радиусу в водоотдающий пропласток.
После чего в скважину закачивают 0,18 м3 20%-ной дисперсии кальция, что составляет 36 кг кальция. Затем закачивают 5 м3 воды, подкисленной соляной кислотой до рН 0,15, что обеспечивает 128 кг соляной кислоты.
При этом отношение между кальцием и хлористым водородом в реакции образования хлорида кальция составляет 2 по отношению к стехиометрическому (64 кг соляной кислоты на 36 кг кальция).
После реакции и прогрева скважина увеличила производительность до 44 м3/сут, поэтому повторная перфорация не производилась.
Пример 2. Скважина глубиной 1100 м, с интервалом перфорации 1045-1050 м, пористостью 22%, производительностью 40 м3/сут, обводненностью 72%. В скважину было закачано 8 м3 однопроцентной суспензии бентонитовой глины из расчета проникновения на 2,5 м по радиусу в водоотдающий пропласток.
После чего в скважину закачивают 0,18 м3 20%-ной дисперсии кальция, что составляет 36 кг кальция. Затем закачивают 5 м3 воды, подкисленной соляной кислотой до рН 0,15, что обеспечивает 128 кг соляной кислоты.
При этом отношение между кальцием и хлористым водородом в реакции образования хлорида кальция составляет 2 по отношению к стехиометрическому (64 кг соляной кислоты на 36 кг кальция).
После реакции и прогрева производительность скважины уменьшилась до 23 м3/сут. Была произведена повторная перфорация. После этого увеличена производительность до 72 м3/сут.
Источники информации
1. Пат. РФ RU 2073696.
1. Пат. РФ RU 2073696.
2. Пат. РФ RU 2148152 (прототип).
Claims (2)
1. Способ термохимического воздействия на нефтяной пласт для удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений, включающий последовательную закачку в зону воздействия водной дисперсии кальция и воды, причем воду используют подкисленную соляной кислотой до рН не более 5, при соотношении соляной кислоты и кальция в 1,5-2 раза более стехиометрического, отличающийся тем, что перед закачкой указанных компонентов в скважину предварительно закачивают водную суспензию бентонитовой глины.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что после проведения термохимического воздействия в случае потери гидропроводности производится повторная перфорация нефтенасыщенной толщи пласта.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001125522A RU2209936C2 (ru) | 2001-09-20 | 2001-09-20 | Способ термохимического воздействия на нефтяной пласт |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001125522A RU2209936C2 (ru) | 2001-09-20 | 2001-09-20 | Способ термохимического воздействия на нефтяной пласт |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2209936C2 true RU2209936C2 (ru) | 2003-08-10 |
Family
ID=29245824
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2001125522A RU2209936C2 (ru) | 2001-09-20 | 2001-09-20 | Способ термохимического воздействия на нефтяной пласт |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2209936C2 (ru) |
-
2001
- 2001-09-20 RU RU2001125522A patent/RU2209936C2/ru not_active IP Right Cessation
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US2094479A (en) | Treatment of wells | |
US4852650A (en) | Hydraulic fracturing with a refractory proppant combined with salinity control | |
CA2247483C (en) | Chemically induced stimulation of subterranean carbonaceous formations with aqueous oxidizing solutions | |
US3556221A (en) | Well stimulation process | |
US20190203573A1 (en) | Multilateral well drilled with underbalanced coiled tubing and stimulated with exothermic reactants | |
WO1999054592A1 (en) | Well treatment for water restriction | |
CA2247495C (en) | Chemically induced stimulation of cleat formation in a subterranean coal formation | |
US20160076351A1 (en) | Method For Hydraulic Fracking Of An Underground Formation | |
US2807324A (en) | Method of increasing oil recovery | |
RU2368769C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
RU2209936C2 (ru) | Способ термохимического воздействия на нефтяной пласт | |
RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
RU2612693C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах без подъема глубинонасосного оборудования | |
RU2579093C1 (ru) | Способ повторного гидравлического разрыва пласта | |
US5211233A (en) | Consolidation agent and method | |
US4615392A (en) | Recovering oil by injecting hot CO2 into a reservoir containing swelling clay | |
RU2433260C1 (ru) | Способ кислотной обработки скважин в терригенном коллекторе | |
RU2295029C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
RU2305765C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны пласта | |
RU2717163C1 (ru) | Способ обработки прискважинной зоны продуктивного пласта | |
US5362318A (en) | Consolidation agent and method | |
RU2108450C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2798003C1 (ru) | Способ проведения гидравлического разрыва нефтенасыщенного карбонатного пласта | |
RU2148157C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с неоднородным глиносодержащим коллектором | |
RU2102589C1 (ru) | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта и ствола скважины |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070921 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090921 |