RU2283950C2 - Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти - Google Patents
Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2283950C2 RU2283950C2 RU2004108875/03A RU2004108875A RU2283950C2 RU 2283950 C2 RU2283950 C2 RU 2283950C2 RU 2004108875/03 A RU2004108875/03 A RU 2004108875/03A RU 2004108875 A RU2004108875 A RU 2004108875A RU 2283950 C2 RU2283950 C2 RU 2283950C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- composition
- well
- surfactant
- grade
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам обработки призабойной зоны продуктивного пласта ПЗП с трудноизвлекаемыми запасами нефти, а также нагнетательных скважин, переведенных из добывающих с целью восстановления или повышения приемистости пласта. Техническим результатом является повышение эффективности обработки ПЗП при меньших затратах времени и материалов на обработку пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти. В способе обработки призабойной зоны продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти, включающем закачку в пласт композиции растворителя в смеси с поверхностно-активным веществом, продавку композиции в пласт, технологическую выдержку и запуск скважины в эксплуатацию, перед продавкой композиции в пласт ее предварительно технологически выдерживают на забое в интервале расположения фильтра скважины в течение 1-2 часов в зависимости от его загрязненности асфальтосмолопарафинистыми отложениями АСПО или использования активирующих технических средств, при этом в качестве растворителя используют КОРЭ - кубовый остаток ректификации этилбензола и стирола марки А или Б, а в качестве ПАВ - жидкий сульфонол марки Б в количестве 1-10% от веса КОРЭ.
Description
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам обработки призабойной зоны продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти, а также нагнетательных скважин, переведенных из добывающих с целью восстановления или повышения приемистости пласта.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта [1] путем закачки дихлорметана в количестве 30-70 мас.% или его смеси с ароматическим углеводородом в количестве 30-70 мас.% и водонефтерастворимого катионоактивного поверхностно-активного вещества (КПАВ). При этом закачку осуществляют оторочками при концентрации КПАВ в первой оторочке 0,01-0,05 мас.%, во второй оторочке - 0,2-0,5 мас.%, а в качестве КПАВ используют один из группы компонентов: диалкилдиметиламмонийхлорид, диалкилбензиламмонийхлорид, алкилтриметиламмонийхлорид, а в качестве ароматического углеводорода используют толуол, этилбензольную фракцию, концентрат ароматических углеводородов С9-С10, ксилол.
К недостаткам способа можно отнести следующее. Он не технологичен, что связано с приготовлением оторочек с разной концентрацией входящих в них реагентов, и обладает низкой эффективностью при обработке интервалов продуктивного пласта, осложненного асфальтосмолопарафинистыми отложениями (АСПО).
Известен реагент для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов [2], содержащий в своем составе лигнин гидролизный и дополнительно сульфонол при следующем соотношении компонентов в мас. ч.:
лигнин гидролизный | 4 |
сульфонол | 1 |
При этом сульфонол, входящий в данную композицию, используется в виде технического порошка, выпускаемого согласно ТУ 07510508-135-98, содержащий до 80-95% алкиларилсульфонатов.
Приготавливают раствор путем смешения сухих компонентов, добавив смесь в количестве 2,5% в воду.
Не умоляя достоинства данного реагента, отметим, что он предназначен для вытеснения из пласта нефти и отмыва ее остаточных запасов. Поэтому его использование для обработки ПЗП нежелательно из-за низкой эффективности, т.е. недостаточной растворяющей способности АСПО.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины [3], включающий закачку композиции поверхностно-активного вещества (ПАВ) в смеси алифатических и ароматических растворителей, продавку композиции в призабойную зону пласта, проведение технологической выдержки и запуск скважины в эксплуатацию. При этом в качестве ПАВ используют соли госсиполовой смолы 0,01-0,1%-ной концентрации, причем предварительно скважину обрабатывают растворителем или кислотным раствором.
В качестве соли госсиполовой смолы используют кальциевые, цинковые, бариевые и натриевые соли, получаемые путем дополнительной обработки госсиполовой смолы. Растворы данных солей являются анионными ПАВ вследствие содержания в составе от 52 до 64% синтетических жирных кислот и их производных. В качестве продавочной жидкости используют безводную нефть. В качестве растворителей используют: гексановую фракцию, бензин БР-2, бензин нестабильный, керосин и широкую фракцию легких углеводородов. В качестве ароматических растворителей используют: этилбензольную фракцию, бутилбензольную фракцию, толуольную фракцию, толуолнефтяной, нефраз АР-120/200 и другие. В качестве смеси растворителей используют растворитель "МИА-ПРОМ", представляющий собой композиционную смесь парафиновых и ароматических углеводородов.
Смесь растворителей используют при массовом соотношении алифатического растворителей и ароматического растворителей (1-1,5):(1,5-1) соответственно.
В качестве кислотного состава используют водный раствор соляной кислоты.
Известный способ по технической сущности более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа.
К недостаткам этого способа можно отнести следующее.
1. Он не обладает достаточной растворяющей способностью, всего от 55,9% до 80%, что делает обработку ПЗП продолжительной (48 часов).
2. Используемая композиция многокомпонентная, что вызывает определенные трудности в приготовлении ее.
3. Предварительная обработка прифильтрофой зоны скважины, являясь определенным технологическим процессом, также требует наличия материалов обработки и затрат времени.
Технической задачей настоящего изобретения является повышение эффективности обработки ПЗП при меньших затратах времени и материалов на обработку пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Поставленная задача решается описываемым способом, включающим закачку в пласт композиции растворителя в смеси с поверхностно-активным веществом (ПАВ) типа сульфонол, продавку композиции в ПЗП, технологическую выдержку и запуск скважины в эксплуатацию.
Новым является то, что перед продавкой композиции в пласт ее предварительно технологически выдерживают на забое в интервале расположения фильтра скважины в течение 1-2 часов, в зависимости от его загрязненности асфальтосмолопарафинистыми отложениями (АСПО) или использования активирующих технических средств, при этом в качестве растворителя используют КОРЭ - кубовый остаток ректификации этилбензола и стирола по ТУ 2414-033-07566801-95 марки А или Б, а в качестве ПАВ - жидкий сульфонол по ТУ 2481-106-07510508-2000 в количестве 1-10% от веса КОРЭ.
КОРЭ марки А представляет из себя маслянистую жидкость коричневого цвета, кубовые остатки ректификации этилбензола, плотностью 0,950 г/см3, температурой отгона 3% объема, не ниже 215°С, массовая доля смол составляет не менее 80%.
КОРЭ марки Б - смесь кубовых остатков этилбензола и стирола с плотностью 0,950 г/см3, температура отгона 3% объема, не ниже 170°С, массовая доля его смол составляет не менее 50%, представляет также маслянистую жидкость коричневого цвета.
Применяемый в композиции сульфонол марки Б по вышеуказанному техническому условию является 40% водный раствор алкилбезолсульфинатнатрия-анионный ПАВ.
Смесь КОРЭ с сульфонолом марки Б обладает синергетическим эффектом и не образует новых химических соединений.
Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.
После извлечения насосного оборудования из скважины и приготовления необходимого объема композиции для обработки ПЗП ее закачивают в скважину по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) с использованием традиционного насосного агрегата типа ЦА-320М при открытой задвижке затрубного пространства до полного заполнения полости НКТ. Затем скважину оставляют в покое на 1-2 часа, т.е. осуществляют технологическую выдержку для растворения АСПО в прифильтровой зоне скважины. При этом в случае использования активаторов или при меньшей загрязненности фильтра АСПО время технологической выдержки сокращают до одного часа.
Приготовление композиции осуществляют по обычной технологии. После загрузки в автоцистерну растворителя КОРЭ марки А или Б по ТУ 2414-033-07566801-95 туда добавляют ПАВ - сульфонол марки Б по ТУ 2481-106-07510508-2000 в количестве 10-100 кг на тонну растворителя и далее созданием циркуляции по схеме автоцистерна - насос-автоцистерна в течение 15 минут осуществляют их перемешивание.
Объем приготавливаемой композиции определяют, исходя из мощности обрабатываемого пласта, радиуса обработки, пористости, и коэффициента нефтенасыщенности пласта, по следующей формуле:
Q=πR2HmKH,
где Q - объем приготавливаемой композиции, м3;
R - радиус обработки, м;
Н - мощность обрабатываемого пласта, м;
m - пористость, %;
КH - коэффициент нефтенасыщенности пласта;
π=3,14.
После технологической выдержки в течение вышеуказанного времени, композицию продавливают в призабойную зону пласта и при закрытых задвижках затрубного и внутритрубного пространства скважину оставляют на реагирование в течение 24 часов, т.е. осуществляют вторую технологическую выдержку. При этом объем продавочной жидкости может быть определен по следующей формуле:
Q=QK-QHKT,
где Q - объем продавочной жидкости, м3;
QK - объем колонны до текущего забоя, м3;
QHKT - объем колонны НКТ, м3.
В качестве продавочной жидкости может быть использована безводная нефть в объеме 3-4 м3. По истечении указанного времени выдержки, после предварительного спуска насосного оборудования, скважину запускают в работу для отбора продукции.
Промысловые испытания предлагаемого способа на нескольких скважинах осложненных АСПО на месторождениях ОАО "Шешмаойл" дали хорошие результаты. Дебит скважин увеличился в 3 и более раз за счет эффективности используемой композиции, обладающей высокой растворяющей способности АСПО, которая составляет 90-95%.
Таким образом, предлагаемый способ перед известными объектами имеет ряд преимуществ, заключающихся в сокращении затрат времени в 2-3 раза на обработку ПЗП, повышении эффективности и технологичности обработки.
Источники информации
1. Патент РФ №2200232, 7 Е 21 В 43/22, Б.И. №7, 2003 г.
2. Патент РФ №2209956, 7 Е 21 В 43/22, Б.И. №22, 2003 г.
3. Патент РФ №2203409, 7 Е 21 В 43/22, 37/06, Б.И. №12, 2003 г. (прототип).
Claims (1)
- Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти, включающий закачку в пласт композиции растворителя в смеси с поверхностно-активным веществом, продавку композиции в пласт, технологическую выдержку и запуск скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что перед продавкой композиции в пласт ее предварительно технологически выдерживают на забое в интервале расположения фильтра скважины в течение 1-2 ч в зависимости от его загрязненности асфальтосмолопарафинистыми отложениями АСПО или использования активирующих технических средств, при этом в качестве растворителя используют КОРЭ - кубовый остаток ректификации этилбензола и стирола марки А или Б, а в качестве ПАВ - жидкий сульфонол марки Б в количестве 1-10% от веса КОРЭ.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004108875/03A RU2283950C2 (ru) | 2004-03-25 | 2004-03-25 | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004108875/03A RU2283950C2 (ru) | 2004-03-25 | 2004-03-25 | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2004108875A RU2004108875A (ru) | 2005-10-10 |
RU2283950C2 true RU2283950C2 (ru) | 2006-09-20 |
Family
ID=35850670
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2004108875/03A RU2283950C2 (ru) | 2004-03-25 | 2004-03-25 | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2283950C2 (ru) |
Cited By (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2521236C1 (ru) * | 2012-11-21 | 2014-06-27 | Закрытое акционерное общество "Петрохим" | Способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин |
US9896917B2 (en) | 2013-08-02 | 2018-02-20 | Olga Nikolaevna Sizonenko | Oil production intensification device and method |
RU2675276C1 (ru) * | 2018-06-05 | 2018-12-18 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи |
US10577767B2 (en) | 2018-02-20 | 2020-03-03 | Petram Technologies, Inc. | In-situ piling and anchor shaping using plasma blasting |
US10767479B2 (en) | 2018-04-03 | 2020-09-08 | Petram Technologies, Inc. | Method and apparatus for removing pavement structures using plasma blasting |
US10844702B2 (en) | 2018-03-20 | 2020-11-24 | Petram Technologies, Inc. | Precision utility mapping and excavating using plasma blasting |
USD904305S1 (en) | 2019-02-25 | 2020-12-08 | Petram Technologies, Inc. | Electrode cage for a plasma blasting probe |
US10866076B2 (en) | 2018-02-20 | 2020-12-15 | Petram Technologies, Inc. | Apparatus for plasma blasting |
US11203400B1 (en) | 2021-06-17 | 2021-12-21 | General Technologies Corp. | Support system having shaped pile-anchor foundations and a method of forming same |
US11268796B2 (en) | 2018-02-20 | 2022-03-08 | Petram Technologies, Inc | Apparatus for plasma blasting |
US11293735B2 (en) | 2018-12-17 | 2022-04-05 | Petram Technologies, Inc | Multi-firing swivel head probe for electro-hydraulic fracturing in down hole fracking applications |
-
2004
- 2004-03-25 RU RU2004108875/03A patent/RU2283950C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2521236C1 (ru) * | 2012-11-21 | 2014-06-27 | Закрытое акционерное общество "Петрохим" | Способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин |
US9896917B2 (en) | 2013-08-02 | 2018-02-20 | Olga Nikolaevna Sizonenko | Oil production intensification device and method |
US11268796B2 (en) | 2018-02-20 | 2022-03-08 | Petram Technologies, Inc | Apparatus for plasma blasting |
US10577767B2 (en) | 2018-02-20 | 2020-03-03 | Petram Technologies, Inc. | In-situ piling and anchor shaping using plasma blasting |
US10760239B2 (en) | 2018-02-20 | 2020-09-01 | Petram Technologies, Inc. | In-situ piling and anchor shaping using plasma blasting |
US10866076B2 (en) | 2018-02-20 | 2020-12-15 | Petram Technologies, Inc. | Apparatus for plasma blasting |
US10844702B2 (en) | 2018-03-20 | 2020-11-24 | Petram Technologies, Inc. | Precision utility mapping and excavating using plasma blasting |
US10767479B2 (en) | 2018-04-03 | 2020-09-08 | Petram Technologies, Inc. | Method and apparatus for removing pavement structures using plasma blasting |
RU2675276C1 (ru) * | 2018-06-05 | 2018-12-18 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи |
US11293735B2 (en) | 2018-12-17 | 2022-04-05 | Petram Technologies, Inc | Multi-firing swivel head probe for electro-hydraulic fracturing in down hole fracking applications |
USD904305S1 (en) | 2019-02-25 | 2020-12-08 | Petram Technologies, Inc. | Electrode cage for a plasma blasting probe |
US11203400B1 (en) | 2021-06-17 | 2021-12-21 | General Technologies Corp. | Support system having shaped pile-anchor foundations and a method of forming same |
US11427288B1 (en) | 2021-06-17 | 2022-08-30 | General Technologies Corp. | Support system having shaped pile-anchor foundations and a method of forming same |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2004108875A (ru) | 2005-10-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2283950C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти | |
US2124530A (en) | Method of treating wells | |
US4690217A (en) | Process for water injectivity improvement treatment of water injection wells | |
US2796934A (en) | Selective plugging in oil wells | |
WO2019245410A1 (ru) | Способ селективной обработки призабойной зоны пласта | |
CA1152428A (en) | Simultaneous oil recovery and waste disposal process | |
US4814094A (en) | Oil recovery method utilizing highly oxyalklated phenolic resins | |
US3952806A (en) | Method for altering permeability of a hydrocarbon-containing formation | |
US3637015A (en) | Method for improving the injectivity of brine into water injection wells | |
US3557873A (en) | Method for improving the injectivity of water injection wells | |
RU2295635C2 (ru) | Способ извлечения нефти | |
RU2288358C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта, сложенного карбонатными породами с трудноизвлекаемыми запасами нефти | |
US3421585A (en) | Liquid preflush composition and use thereof in acidizing earth formations | |
RU2203409C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
US3044549A (en) | Well treating processes | |
US3853178A (en) | Method for recovery of oil | |
RU2314332C1 (ru) | Реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и способ с его использованием | |
US3637016A (en) | Method for improving the injectivity of water injection wells | |
US4290901A (en) | Demulsifier for inclusion in injected acidization systems for petroleum formation stimulation | |
SU1652520A1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
RU2153576C1 (ru) | Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов | |
Alam et al. | Mobility control of caustic flood | |
RU2262594C2 (ru) | Способ и состав для разглинизации призабойной зоны пласта | |
RU2111351C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
RU2154160C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070326 |