RU2456440C1 - Method of oil influx intensification in wells with complex profile, and composition for its implementation - Google Patents
Method of oil influx intensification in wells with complex profile, and composition for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2456440C1 RU2456440C1 RU2011106893/03A RU2011106893A RU2456440C1 RU 2456440 C1 RU2456440 C1 RU 2456440C1 RU 2011106893/03 A RU2011106893/03 A RU 2011106893/03A RU 2011106893 A RU2011106893 A RU 2011106893A RU 2456440 C1 RU2456440 C1 RU 2456440C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- oxygen
- mixture
- composition
- interval
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для активизации или возобновления нефтяных и газовых скважин путем термохимической обработки и очистки прискважинного пространства от асфальтосмолистых и парафиновых отложений в скважинах сложного профиля, выполаживающихся на нефтесодержащую продуктивную геологическую структуру.The invention relates to the oil and gas production industry and can be used to activate or renew oil and gas wells by thermochemical treatment and cleaning of the borehole space from tar and paraffin deposits in complex wells that are flattened on an oil-containing productive geological structure.
Известны многочисленные способы воздействия на прискважинную зону продуктивного пласта для устранения асфальтосмолистых отложений, цементирующих каналы, например, обработкой растворителями, в том числе поверхностно-активными веществами (ПАВ); обработкой кислотными веществами с применением соляной, серной, плавиковой кислот с различными замедлителями, ПАВ и другими добавками и т.п. (см. Э.А.Махмудбеков, А.И.Вольнов. Интенсификация добычи нефти. - М.: Недра, 1975 г.).Numerous methods are known for influencing the borehole zone of a reservoir to eliminate asphalt-tar deposits cementing channels, for example, by treatment with solvents, including surface-active substances (surfactants); treatment with acidic substances using hydrochloric, sulfuric, hydrofluoric acids with various moderators, surfactants and other additives, etc. (see E.A. Makhmudbekov, A.I. Volnov. Intensification of oil production. - M .: Nedra, 1975).
Эти способы характеризуются низкой эффективностью вследствие разрушения не только асфальтосмолистых отложений, но также железистого и порового известкового цементов и собственно фильтрующих каналов. Эти способы имеют узкую область применения и не могут быть использованы при изменении условий разработки.These methods are characterized by low efficiency due to the destruction of not only asphalt-resinous deposits, but also glandular and porous calcareous cements and filter channels proper. These methods have a narrow scope and cannot be used when changing development conditions.
Известен способ термохимической обработки призабойной зоны пласта по авт. свидетельству СССР №1574799, МПК E21B 43/27, опубл. 30.06.1990 г., включающий последовательную закачку в пласт суспензии алюминия или магния, раствора соляной кислоты, выдерживание их в пласте и извлечение продуктов реакции, причем в призабойную зону дополнительно вводят воздух. Однако этот способ также характеризуется непродолжительным и слабым эффектом, обусловленным малой глубиной обработки, связанной с трудностями закачки суспензии металлического алюминия на глубину призабойной зоны, превышающей 0,5-1,0 м.A known method of thermochemical treatment of the bottomhole formation zone according to ed. USSR certificate No. 1574799, IPC E21B 43/27, publ. 06/30/1990, including the sequential injection into the reservoir of a suspension of aluminum or magnesium, a solution of hydrochloric acid, keeping them in the reservoir and extracting the reaction products, moreover, air is introduced into the bottomhole zone. However, this method is also characterized by a short and weak effect due to the small depth of processing associated with the difficulties of pumping a suspension of aluminum metal to a depth of the bottomhole zone exceeding 0.5-1.0 m.
Известен способ термохимической обработки призабойной зоны скважины по патенту РФ №2023874, МПК E21B 43/24, 43/27, опубл. 30.11.1994 г., который заключается в последовательной закачке в призабойную зону водного раствора нитрата натрия или калия, кислородосодержащего органического вещества и 30-35% раствора соляной кислоты, причем в качестве кислородосодержащего органического вещества используют, в частности, диметиловый или уксусный эфиры. Эффективность этого способа также невелика, так как последовательная закачка реактивов, кроме дороговизны последних, имеет недостатком и то, что соляная кислота может не полностью прореагировать с нитратами и выделится недостаточно теплоты для образования необходимого количества кислорода из кислородосодержащих веществ. При этом прогрев призабойной зоны окажется непродолжительным и слабым, недостаточным для перевода в текучее состояние асфальтосмолистых веществ, а при известняковом коллекторе не вступившая в реакцию соляная кислота будет разрушать, кроме кольматирующего цемента, и сами фильтрующие каналы.A known method of thermochemical processing of the bottomhole zone of the well according to the patent of the Russian Federation No. 2023874, IPC E21B 43/24, 43/27, publ. November 30, 1994, which consists in sequentially injecting into the bottomhole zone an aqueous solution of sodium or potassium nitrate, an oxygen-containing organic substance and a 30-35% hydrochloric acid solution, in particular, dimethyl or acetic esters are used as the oxygen-containing organic substance. The effectiveness of this method is also small, since the sequential injection of reagents, in addition to the high cost of the latter, has the disadvantage that hydrochloric acid may not fully react with nitrates and insufficient heat will be released to generate the necessary amount of oxygen from oxygen-containing substances. In this case, the heating of the bottom-hole zone will be short and weak, insufficient to transfer asphalt-resinous substances into a fluid state, and with a limestone reservoir, unreacted hydrochloric acid will destroy, in addition to the clogging cement, the filter channels themselves.
Наиболее близким по технической сущности к заявленному является способ повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин по патенту РФ №2168008, МПК E21B 43/25, E21B 43/24, E21B 43/27, E21B 36/00, E21B 37/06, опубл. 10.03.2001 г., включающий загрузку кислородосодержащих (таких, как селитра, карбамиды, хлораты, перекись водорода и т.п.) и углеродо- или углеводородосодержащих реагентов (например, уголь, конденсат, солярка и т.п.) на забой нефтеносной скважины, но не выше интервала обработки, и инициирование окислительной термогазохимической реакции импульсом температуры, формируемым с помощью скважинного термоизлучателя, доставляемого на интервал обработки с помощью геофизического кабеля, по которому подается также электропитание и производится включение термоизлучателя. Способ имеет существенный недостаток, заключающийся в низкой его эффективности из-за расслоения химического раствора реагентов при транспортировке по скважине даже при простом ее вертикальном профиле. При выполаживании скважины более тяжелые фракции суспензии оказываются на нижней ее стенке, при этом прогрев призабойной зоны окажется неравномерным. Эти процессы оказывают еще более негативное влияние при обводненности скважины или при наличии в ней остатков кислотных обработок, не удаленных при недостаточно качественной промывке.The closest in technical essence to the claimed is a method of increasing the productivity of oil and gas wells according to the patent of the Russian Federation No. 21688008, IPC E21B 43/25, E21B 43/24, E21B 43/27, E21B 36/00, E21B 37/06, publ. 03/10/2001, including the loading of oxygen-containing (such as nitrate, urea, chlorates, hydrogen peroxide, etc.) and carbon- or hydrocarbon-containing reagents (e.g. coal, condensate, diesel fuel, etc.) to the oil-bearing face wells, but not higher than the processing interval, and the initiation of an oxidative thermogasochemical reaction by a temperature pulse generated by a borehole heat radiator delivered to the processing interval using a geophysical cable, which also supplies power and turns on ermoizluchatelya. The method has a significant drawback, consisting in its low efficiency due to the separation of the chemical solution of the reagents during transportation along the well, even with its simple vertical profile. When the well is flattened, the heavier fractions of the suspension are on its lower wall, while the heating of the bottom-hole zone will be uneven. These processes have an even more negative effect when the well is watered or in the presence of acid treatment residues in it that are not removed with insufficient quality flushing.
Изобретение решает задачу повышения эффективности проведения термогазохимической обработки нефтяных и газовых скважин при сложном их профиле, включающем горизонтальные и выположенные интервалы, а также при их обводненности и засоренности, за счет выбора определенного состава реагентов, не подверженного расслоению при загрузке их в скважину.The invention solves the problem of increasing the efficiency of thermogasochemical treatment of oil and gas wells with their complex profile, including horizontal and laid out intervals, as well as when their water content and clogging, due to the choice of a certain composition of reagents, not subject to delamination when loading them into the well.
Технический результат от использования заявленного изобретения заключается в повышении интенсивности нефтепритоков в скважинах сложного профиля, в частности, в наклонных и выполаживающихся, в результате проведения термогазохимической обработки нефтяных и газовых скважин.The technical result from the use of the claimed invention is to increase the intensity of oil inflows in wells of complex profile, in particular, in deviated and flat, as a result of thermogasochemical treatment of oil and gas wells.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе интенсификации нефтепритоков в скважинах сложного профиля, включающем нагнетание в скважину углеродо- или углеводородосодержащих и кислородосодержащих веществ не выше границ интервала, предназначенного к обработке, и инициирование реакции термогазохимического воздействия с помощью скважинного нагревателя, согласно изобретению, перед проведением термогазохимического воздействия на интервал обработки, до его перекрытия определяют приемистость скважины, затем закачивают буферную жидкость на углеводородной основе, после чего подают раствор смеси кислородосодержащих химических реагентов, смешанных с загустителем, в объеме, не меньшем одной трети объема колонны на интервале обработки, и продавливают данный состав буферной жидкостью на углеводородной основе, а затем производят доставку скважинного нагревателя на интервал обработки, его включение и инициирование термогазохимической реакции, окончание которой регистрируют по стабилизации значений давления на манометрах, установленных на устьях насосно-компрессорных труб в затрубном пространстве, а эффективность - по увеличению приемистости скважины.The specified technical result is achieved by the fact that in the method of intensifying oil inflows in complex wells, which involves injecting carbon- or hydrocarbon-containing and oxygen-containing substances into the well not higher than the boundaries of the interval intended for processing, and initiating the reaction of thermo-gas-chemical treatment with the well heater, according to the invention, before by carrying out a thermogasochemical effect on the treatment interval, until the well is shut off, the injectivity of the well is determined, then pumped t of a hydrocarbon-based buffer liquid, after which a solution of a mixture of oxygen-containing chemicals mixed with a thickener is fed in an amount not less than one third of the column volume in the processing interval, and this composition is pressed through with a hydrocarbon-based buffer liquid, and then the well heater is delivered to the processing interval, its inclusion and initiation of a thermogasochemical reaction, the end of which is recorded by stabilizing the pressure values on the pressure gauges installed on the mouths of the pump o-compressor pipes in the annulus, and efficiency - to increase the injectivity of the well.
В качестве буферной жидкости используют нефть или дизельное топливо в количестве, не превышающем примерно одной трети объема колонны на интервале обработки, но не менее 0,5 кубометра, а в качестве смеси кислородосодержащих реагентов используют раствор смеси в составеAs a buffer liquid, oil or diesel fuel is used in an amount not exceeding about one third of the column volume in the processing interval, but not less than 0.5 cubic meters, and as a mixture of oxygen-containing reagents, a mixture solution is used in the composition
аммонийная селитра - 45-60 мас.%;ammonium nitrate - 45-60 wt.%;
карбамид или полигликоль - 10-20 мас.%;carbamide or polyglycol - 10-20 wt.%;
загуститель - 0,2-3 мас.%;thickener - 0.2-3 wt.%;
вода - остальное.water is the rest.
Кроме того, в качестве загустителя используют простые эфиры целлюлозы. В варианте изготовления состава в качестве эфира целлюлозы используют гидроксиэтилцеллюлозу, например, торговых марок «сульфацил» или «natrosol».In addition, cellulose ethers are used as a thickener. In the embodiment of the manufacture of the composition, hydroxyethyl cellulose, for example, sulfacyl or natrosol, is used as cellulose ether.
Кроме того, перед закачкой в скважину смесь кислородосодержащих реагентов разогревают до 60-70°C, а скважинный нагреватель на интервале обработки размещают ниже его верхней границы на 20-30 м.In addition, before injection into the well, the mixture of oxygen-containing reagents is heated to 60-70 ° C, and the downhole heater is placed at a processing interval of 20-30 m below its upper boundary.
В составе для обработки призабойной зоны скважины, предназначенном для интенсификации нефтепритоков в скважинах сложного профиля, включающем смесь углеродо- или углеводородосодержащих и кислородосодержащих реагентов, согласно изобретению, в качестве смеси кислородосодержащих реагентов используют раствор смеси в составеIn the composition for processing the bottom-hole zone of the well, intended for the intensification of oil inflows in complex wells, including a mixture of carbon or hydrocarbon-containing and oxygen-containing reagents, according to the invention, a mixture solution in the composition is used as a mixture of oxygen-containing reagents
аммонийная селитра - 45-60 мас.%;ammonium nitrate - 45-60 wt.%;
карбамид или полигликоль - 10-20 мас.%;carbamide or polyglycol - 10-20 wt.%;
загуститель - 0,2-3 мас.%;thickener - 0.2-3 wt.%;
вода - остальное.water is the rest.
При этом в качестве загустителя используют простые эфиры целлюлозы. В варианте изготовления состава в качестве эфира целлюлозы используют гидроксиэтилцеллюлозу, например, торговых марок «сульфацил» или «natrosol».At the same time, cellulose ethers are used as a thickener. In the embodiment of the manufacture of the composition, hydroxyethyl cellulose, for example, sulfacyl or natrosol, is used as cellulose ether.
Изобретение поясняется чертежом, на котором представлена схема расположения интервала обработки в скважине.The invention is illustrated in the drawing, which shows the layout of the processing interval in the well.
При этом на чертеже показаны: скважина 1, проведенная с земной поверхности 2 и оборудованная эксплуатационной колонной 3, со сложным закруглением и выполаживанием на нефтеносный пласт 4, причем эксплуатационная колонна 3 представляет собой систему эксплуатационных и промежуточных колон; цементировочный агрегат 5, выполненный на базе насосно-компрессорного агрегата, входящего в состав оборудования скважины, и комплекс 6 испытания скважины с необходимым оборудованием (манометрами, термометрами и т.п.); буферная жидкость 7 на углеводородной основе, закачиваемая перед доставкой кислородосодержащих реагентов; загущенные кислородосодержащие реагенты 8; буферная продавливающая жидкость 9; призабойная зона 10 скважины; тройник 11 устьевого оборудования; термогазогенератор, выполненный в виде скважинного нагревателя 12.At the same time, the drawing shows: a well 1, conducted from the earth's surface 2 and equipped with a production casing 3, with complex rounding and flattening on the oil reservoir 4, and production casing 3 is a system of production and intermediate columns; cementing unit 5, made on the basis of the tubing unit, which is part of the well equipment, and a well testing complex 6 with the necessary equipment (pressure gauges, thermometers, etc.); hydrocarbon-based buffer liquid 7 injected before delivery of oxygen-containing reagents; thickened oxygenated reagents 8; buffering fluid 9; bottom hole zone 10 of the well; tee 11 wellhead equipment; thermogas generator, made in the form of a downhole heater 12.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
Технологически для проведения работ по термогазохимическому воздействию на призабойную зону скважины применяют гибкую трубу или колтюбинг (так называемая технология «Непрерывная труба»), но в такой же последовательности заявленный способ можно реализовать и при спуске скважинного нагревателя на геофизическом кабеле.Technologically, for carrying out work on thermogasochemical effects on the bottom hole of a well, a flexible pipe or coiled tubing (the so-called "Continuous pipe" technology) is used, but in the same sequence the claimed method can also be implemented when the downhole heater is run on a geophysical cable.
В частности, для осуществления способа в эксплуатационную колонну 3 скважины 1 опускают гибкую непрерывную трубу (колтюбинг) (на чертеже не показана) и подают через нее в скважину промывочную жидкость, вызывая ее циркуляцию через затрубное пространство, устьевой тройник 11 и далее в блок очистки и нагрева раствора в цементировочном агрегате 5, располагаемом на земной поверхности 2.In particular, to implement the method, a flexible continuous pipe (coiled tubing) (not shown) is lowered into the production casing 3 of the well 1 (not shown in the drawing) and flushing fluid is supplied through it to the well, causing it to circulate through the annulus, wellhead tee 11 and then to the cleaning unit and heating the solution in a cementing unit 5 located on the earth's surface 2.
Затем производят контрольный замер приемистости скважины с помощью комплекса 6 испытания скважины.Then make a control measurement of the injectivity of the well using complex 6 of the well test.
После этого для осуществления термогазохимического воздействия на обрабатываемый участок скважины 1 проводят работы по загрузке растворов химических реагентов в призабойную зону 10. Для этого в гибкую непрерывную трубу (колтюбинг) с помощью насосно-компрессорного агрегата при открытом кране высокого давления на тройнике 11 устьевого оборудования закачивают расчетное количество раствора углеродосодержащей буферной жидкости 7, не превышающее примерно одной трети объема колонны на интервале обработки, но не менее 0,5 кубометра, а затем смесь кислородосодержащих химических реагентов 8, смешанных с загустителем, приготовленную также из расчета примерно (но не менее) одной трети объема колонны на интервале обработки, и разогретую, например, до температуры 60-80°C, что является оптимальным для растворения большинства селитр. Буферная жидкость 7 предназначена для предварительной механической обработки призабойной зоны скважины 1 и, по возможности, смыва легкорастворимых включений и засора со стенок обрабатываемого участка скважины.After that, to carry out thermogasochemical effects on the treated section of well 1, work is carried out on loading solutions of chemical reagents into the bottom-hole zone 10. For this, a calculated pump is pumped into a flexible continuous pipe (coiled tubing) with an open high pressure valve on the tee 11 of the wellhead equipment the amount of a solution of carbon-containing buffer liquid 7, not exceeding approximately one third of the volume of the column in the processing interval, but not less than 0.5 cubic meters, and then oxygen-containing chemicals 8 mixed with a thickener, prepared also on the basis of approximately (but not less than) one third of the column volume in the processing interval, and heated, for example, to a temperature of 60-80 ° C, which is optimal for dissolving most nitrates. The buffer fluid 7 is intended for preliminary mechanical processing of the bottomhole zone of the well 1 and, if possible, the flushing of readily soluble inclusions and blockage from the walls of the treated section of the well.
Кран высокого давления на тройнике 11 должен быть открыт, чтобы не произошло повреждения эксплуатационной колонны или прискважинного оборудования в случае непредвиденного скачка давления в скважине.The high pressure valve on the tee 11 must be open so that there is no damage to the production string or downhole equipment in the event of an unexpected pressure surge in the well.
Затем при открытом кране высокого давления на тройнике 11 устьевого оборудования с помощью цементировочного агрегата 5 производят продавливание смеси реагентов 8 углеродосодержащей буферной жидкостью 9 до перекрытия обрабатываемого интервала пласта 4 с одновременным подъемом непрерывной трубы (колтюбинга) до верхней границы интервала обработки (или интервала перфорации).Then, with the high pressure valve open on the tee 11 of the wellhead equipment, using the cementing unit 5, the mixture of reagents 8 is pressed through with carbon-containing buffer liquid 9 until the treated interval of the formation 4 is closed while the continuous pipe (coiled tubing) is raised to the upper boundary of the processing interval (or perforation interval).
После этого кран высокого давления на устьевом тройнике 11 закрывают и производят продавливание буферной жидкостью 9 оставшегося раствора реагентов 8 в призабойную зону 10 и на поглощение в пласт.After that, the high pressure valve on the wellhead tee 11 is closed and the buffer fluid 9 is pressed through the remaining reagent solution 8 into the bottomhole zone 10 and into the reservoir.
После продавливания загущенного раствора химреагентов 8 в призабойную зону 10 и на поглощение пласта в скважину опускают скважинный нагреватель (термогазогенератор) 12, установленный на непрерывной трубе, на которой может быть также смонтирован геофизический прибор (на чертеже не показан), предназначенный для определения характера и интенсивности процесса термогазохимического воздействия и включающий датчики давления и температуры. При этом конец трубы располагают ниже верхней границы обрабатываемого интервала, например, на глубину 20-30 м, в ожидании срабатывания скважинного нагревателя 12, укрепленного на ней.After forcing the thickened solution of chemicals 8 into the bottomhole zone 10 and absorbing the formation into the well, lower the downhole heater (thermogas generator) 12 mounted on a continuous pipe on which a geophysical instrument (not shown) can also be mounted, designed to determine the nature and intensity process of thermogasochemical exposure and including pressure and temperature sensors. At the same time, the end of the pipe is placed below the upper boundary of the processed interval, for example, to a depth of 20-30 m, in anticipation of the operation of the downhole heater 12, mounted on it.
Как уже упоминалось, спуск скважинного нагревателя 12 в скважину может быть осуществлен и на обычном геофизическом кабеле.As already mentioned, the downhole heater 12 can be lowered into the well using a conventional geophysical cable.
По истечении некоторого времени, например, через несколько минут после срабатывания термогазогенератора, т.е. после инициирования термогазохимической реакции, непрерывную трубу или геофизический кабель поднимают выше обрабатываемого интервала для обеспечения сохранности и работоспособности трубы или кабеля, например, на высоту 50-100 метров, на время, необходимое для прохождения реакции, в частности, не менее 3 суток. Во время реакции отслеживают давление на устье скважины в трубном (по манометру насосно-компрессорных труб у цементировочного агрегата 5) и затрубном пространстве (между эксплуатационной колонной 3 и непрерывной трубой, оборудованной манометром на 25 МПа) с занесением данных в вахтовом журнале бригады капитального ремонта скважин через каждые 0,5 часа первые 5 часов и через 1 час в последующем.After some time, for example, a few minutes after the thermogas generator has been triggered, i.e. after initiating a thermogasochemical reaction, a continuous pipe or geophysical cable is raised above the processed interval to ensure the safety and operability of the pipe or cable, for example, to a height of 50-100 meters, for the time required for the reaction to take place, in particular, at least 3 days. During the reaction, the pressure at the wellhead is monitored in the pipe (according to the pressure gauge of the tubing at the cementing unit 5) and the annulus (between production casing 3 and a continuous pipe equipped with a 25 MPa pressure gauge) with recording data in the shift log of the well workover team every 0.5 hours the first 5 hours and after 1 hour thereafter.
Окончание термогазохимической реакции регистрируют по стабилизации значений давления на манометрах, установленных на устьях насосно-компрессорных труб в затрубном пространстве. Затем определяют приемистость скважины, а эффективность проведенной обработки оценивают по увеличению приемистости скважины.The end of the thermogasochemical reaction is recorded by stabilizing the pressure values on the pressure gauges installed on the mouths of the tubing in the annulus. Then determine the injectivity of the well, and the effectiveness of the treatment is evaluated by increasing the injectivity of the well.
По окончании времени реакции производят подъем непрерывной трубы до устья скважины 1.At the end of the reaction time, a continuous pipe is raised to the wellhead 1.
В ходе проведенных экспериментальных исследований авторами были испытаны различные составы кислородосодержащих химических реагентов, включающие применение таких веществ, как селитры, мочевина, карбамиды, хлораты калия и натрия, перекись водорода и другие, в результате чего была подобрана оптимальная композиция, содержащая смесь аммонийной селитры и карбамида, растворенных в воде, удовлетворяющая всем требованиям заявленного способа. Вместо карбамида в варианте состава для осуществления способа может быть использован полигликоль или иные спиртосодержащие вещества.During the experimental studies, the authors tested various compositions of oxygen-containing chemicals, including the use of substances such as nitrate, urea, urea, potassium and sodium chlorates, hydrogen peroxide and others, as a result of which the optimal composition was selected containing a mixture of ammonium nitrate and urea dissolved in water, satisfying all the requirements of the claimed method. Instead of urea, in a composition variant, polyglycol or other alcohol-containing substances can be used to carry out the method.
В частности, было установлено, что в качестве раствора смеси кислородосодержащих химических реагентов 8 может быть использован, например, состав из трех компонентов: аммонийная селитра в количестве 45-60 мас.%, карбамид - 10-20 мас.% и вода - остальное.In particular, it was found that, as a solution of a mixture of oxygen-containing chemicals 8, for example, a composition of three components can be used: ammonium nitrate in an amount of 45-60 wt.%, Urea - 10-20 wt.% And water - the rest.
Использование аммонийной селитры в количестве, большем 60 мас.%, приводит к возрастанию опасности самопроизвольного детонирования смеси, особенно при повышенных температурах, образующихся при проведении термогазохимического воздействия на стенки скважины, а если это количество будет меньше примерно 45 мас.%, то возможность осуществления экзотермической реакции окажется проблематичной (может не получиться возгорания смеси).The use of ammonium nitrate in an amount greater than 60 wt.% Leads to an increase in the risk of spontaneous detonation of the mixture, especially at elevated temperatures generated by thermogasochemical treatment of the well walls, and if this amount is less than about 45 wt.%, Then the possibility of exothermic the reaction will be problematic (the mixture may not ignite).
Карбамид (или полигликоль) в указанном горюче-окислительном составе (ГОС) представляет собой окисляющий ингредиент, необходимый для результативного осуществления экзотермической реакции аммонийной селитры при термогазохимическом воздействии на нефтяную скважину. Количество карбамида или полигликоля было подобрано экспериментально с учетом требования полного растворения указанной смеси кислородосодержащих реагентов в воде. При этом раствор должен быть разогрет примерно до 60-80°C, чтобы выполнить это условие.Urea (or polyglycol) in the specified combustible-oxidative composition (GOS) is an oxidizing ingredient necessary for the effective implementation of the exothermic reaction of ammonium nitrate during thermogasochemical treatment of an oil well. The amount of urea or polyglycol was selected experimentally, taking into account the requirement of complete dissolution of the specified mixture of oxygen-containing reagents in water. In this case, the solution must be warmed up to approximately 60-80 ° C in order to fulfill this condition.
В качестве буферной жидкости на углеводородной основе в заявленном способе могут быть использованы, например, нефть, дизельное топливо и т.п. При этом количество этой жидкости должно быть соразмеримо примерно одной трети объема колонны на интервале обработки, но не менее 0,5 кубометра, чтобы обеспечить стабильность окислительной реакции.As the hydrocarbon-based buffer liquid in the inventive method, for example, oil, diesel fuel and the like can be used. The amount of this liquid should be proportional to approximately one third of the volume of the column in the processing interval, but not less than 0.5 cubic meters to ensure the stability of the oxidative reaction.
Весьма важным элементом заявляемого способа является применение и выбор вида загустителя, предназначенного для того, чтобы обеспечить вязкость и, тем самым, однородность раствора смеси кислородосодержащих химических реагентов 8, загружаемых в скважину, на всем интервале обработки, и особенно в скважинах сложного профиля, имеющих пологие и горизонтальные участки. Это происходит благодаря тому, что при растворении или набухании в воде загуститель образует вязкую систему, обладающую рядом взаимосвязанных свойств, в частности, адгезией, структурированностью, пластичностью. В то же время загуститель не должен реагировать с компонентами смеси, чтобы не произошло расслаивания раствора.A very important element of the proposed method is the application and selection of the type of thickener, designed to provide viscosity and, thereby, uniformity of the solution of a mixture of oxygen-containing chemicals 8 loaded into the well, over the entire processing interval, and especially in complex wells, which have shallow and horizontal sections. This is due to the fact that when dissolving or swelling in water, the thickener forms a viscous system with a number of interrelated properties, in particular, adhesion, structure, plasticity. At the same time, the thickener should not react with the components of the mixture so that the solution does not delaminate.
Был изучен ряд веществ в качестве загустителей. Как показали проведенные исследования, наилучшие результаты дало использование гидроксиэтилцеллюлозы (ГЭЦ), представляющей собой простой эфир целлюлозы неионогенного типа. В ходе исследований испытывались два вида ГЭЦ - под торговой маркой «Сульфацелл», выпускаемая ЗАО «Полицелл» (г.Владимир), и под торговой маркой «NATROSOL» производства фирмы «HERCULES Inc.», реализуемая в России ОАО НТФ «Эфиры целлюлозы».A number of substances have been studied as thickeners. As the studies showed, the best results were obtained with the use of hydroxyethyl cellulose (HEC), which is a nonionic type cellulose ether. In the course of the research, two types of HEC were tested - under the Sulfacell trademark, manufactured by Polycell CJSC (Vladimir), and under the NATROSOL trademark manufactured by HERCULES Inc., sold in Russia by NTF Pulp Ethers .
Сравнительный анализ обоих веществ показал, что одним из основных достоинств ГЭЦ «Сульфацелл» является то, что он экологически безвреден, так как подвергается биологическому разложению, не образуя вредных веществ, однако его недостатками являются наличие большого процента примесей, а также его производство в виде гранул и волокнистой массы.A comparative analysis of both substances showed that one of the main advantages of the Sulfacell SCC is that it is environmentally friendly, as it undergoes biodegradation without forming harmful substances, but its disadvantages are the presence of a large percentage of impurities, as well as its production in the form of granules and pulp.
В то же время ГЭЦ «NATROSOL» выпускается в виде порошков дисперсностью менее 250 мкм, легко растворяется в холодной и горячей воде, и для достижения целевой вязкости (порядка 8-15 сПз) ГЭЦ «NATROSOL» требуется в полтора раза меньше. Как показали экспериментальные данные, его концентрации достаточно не более 0,2 мас.% от общего количество водного раствора аммиачной селитры и карбамида, чтобы достичь указанной целевой вязкости при температуре 70°C, тогда как загустителя «Сульфацелл» для получения того же результата потребовалось бы 2-3 мас.%.At the same time, NATROSOL SCE is produced in the form of powders with a dispersion of less than 250 microns, it is easily soluble in cold and hot water, and to achieve the target viscosity (about 8-15 cps) NATROSOL SCE requires one and a half times less. As shown by experimental data, its concentration is not more than 0.2 wt.% Of the total amount of an aqueous solution of ammonium nitrate and urea to achieve the specified target viscosity at a temperature of 70 ° C, while the Sulfacell thickener would require the same result 2-3 wt.%.
При этом время достижения раствором указанной вязкости составляет для обоих загустителей не менее 3 часов.At the same time, the solution reaches the specified viscosity for both thickeners for at least 3 hours.
Для экспериментальной проверки влияния загустителя на работоспособность горюче-окислительного состава были проведены сравнительные испытания ГОС без загустителя и с загустителем. Поскольку в реальных условиях ограниченного скважинного объема реакция окисления жидких термогазообразующих композиций протекает фактически при постоянном объеме с увеличением давления и температуры, испытания проводились в камере постоянного объема (145 см3) при начальном давлении в камере 10-12 МПа. Для зажигания ГОС использовалась инициирующая таблетка состава "Скважина-6" массой 3-5 г и диаметром 15 мм.For experimental verification of the effect of the thickener on the performance of the fuel and oxidative composition, comparative tests of GOS without a thickener and with a thickener were carried out. Since in real conditions of a limited borehole volume, the oxidation reaction of liquid thermogas-forming compositions proceeds practically at a constant volume with increasing pressure and temperature, the tests were carried out in a chamber of constant volume (145 cm 3 ) at an initial pressure in the chamber of 10-12 MPa. To ignite GOS, an initiating tablet of the composition “Well-6” with a weight of 3-5 g and a diameter of 15 mm was used.
Во время проведения испытаний измерялись давление и температура в камере. После проведения испытаний определялись и сравнивались их максимальные значения.During the tests, the pressure and temperature in the chamber were measured. After testing, their maximum values were determined and compared.
Анализ полученных результатов показал, что все значения измеренных максимумов давления и температуры находятся в пределах разброса опытных данных, то есть добавка продукта «NATROSOL» в количестве 0,2 мас.% не оказывает заметного влияния на работоспособность ГОС на основе водного раствора аммонийной селитры и карбамида.An analysis of the results showed that all values of the measured pressure and temperature maxima are within the range of experimental data, that is, the addition of the NATROSOL product in an amount of 0.2 wt.% Does not have a noticeable effect on the performance of GOS based on an aqueous solution of ammonium nitrate and urea .
Таким образом, экспериментальным путем был подобран оптимальный состав раствора смеси кислородосодержащих химических реагентов 8 для осуществления заявленного способа, а именно:Thus, experimentally, the optimal composition of the solution of a mixture of oxygen-containing chemicals 8 for the implementation of the claimed method was selected, namely:
аммонийная селитра - 45-60 мас.%;ammonium nitrate - 45-60 wt.%;
карбамид или полигликоль - 10-20 мас.%;carbamide or polyglycol - 10-20 wt.%;
загуститель - 0,2-3 мас.%;thickener - 0.2-3 wt.%;
вода - остальное.water is the rest.
Приготовление раствора осуществляют следующим образом: в расчетное количество воды, зависящее от объема скважины на интервале обработки, нагретой примерно до 50°C, добавляют аммонийную селитру и карбамид и, продолжая нагревать до 60-80°C, перемешивают до полного их растворения, затем при перемешивании в раствор добавляют требуемое количество загустителя «NATROSOL» или «Сульфацелл» и ведут перемешивание в течение не менее 3 часов.The preparation of the solution is carried out as follows: in the calculated amount of water, depending on the volume of the well at the treatment interval heated to about 50 ° C, add ammonium nitrate and urea and, while continuing to heat up to 60-80 ° C, mix until they are completely dissolved, then at while stirring, add the required amount of thickener "NATROSOL" or "Sulfacell" to the solution and mix for at least 3 hours.
Например, для приготовления 1 м3 раствора требуется: в 390 л воды при перемешивании растворить 728 кг аммонийной селитры, 179,4 кг карбамида и добавить 2,6 кг загустителя «NATROSOL».For example, to prepare a 1 m 3 solution, it is required: to dissolve 728 kg of ammonium nitrate, 179.4 kg of urea in 390 l of water with stirring and add 2.6 kg of NATROSOL thickener.
Заявленный способ интенсификации скважин опробован более чем на десяти скважинах в условиях ОАО «Сургутнефтегаз» и показал весьма хорошие результаты.The claimed method of stimulation of wells was tested on more than ten wells in the conditions of OJSC “Surgutneftegas” and showed very good results.
Использование заявленного способа интенсификации нефтепритоков в скважинах сложного профиля и состава для обработки прискважинной зоны нефтеносного пласта позволяет существенно повысить эффективность проведения термогазохимической обработки нефтяных и газовых скважин при сложном их профиле, включающем горизонтальные и выположенные интервалы, а также при их обводненности и засоренности, за счет выбора определенного состава реагентов, позволяющего не допустить расслоения раствора при загрузке их в скважину и тем самым, обеспечить равномерную обработку всего интервала скважины.The use of the claimed method of intensification of oil inflows in wells of complex profile and composition for processing the near-well zone of the oil reservoir can significantly increase the efficiency of thermogas-chemical treatment of oil and gas wells with their complex profile, including horizontal and completed intervals, as well as when their water cut and clogging, due to the choice a certain composition of reagents, allowing to prevent stratification of the solution when loading them into the well and thereby ensure avnomernuyu processing all wellbore.
Claims (12)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011106893/03A RU2456440C1 (en) | 2011-02-25 | 2011-02-25 | Method of oil influx intensification in wells with complex profile, and composition for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011106893/03A RU2456440C1 (en) | 2011-02-25 | 2011-02-25 | Method of oil influx intensification in wells with complex profile, and composition for its implementation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2456440C1 true RU2456440C1 (en) | 2012-07-20 |
Family
ID=46847443
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011106893/03A RU2456440C1 (en) | 2011-02-25 | 2011-02-25 | Method of oil influx intensification in wells with complex profile, and composition for its implementation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2456440C1 (en) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4332297A (en) * | 1980-08-18 | 1982-06-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs |
| SU1601358A1 (en) * | 1988-01-13 | 1990-10-23 | Туркменский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method of acting upon bottom-hole zone of formation |
| GB2276218A (en) * | 1993-03-15 | 1994-09-21 | Petroleo Brasileiro Sa | Thermo-chemical de-waxing of hydrocarbon transmission conduits |
| RU2168008C2 (en) * | 1999-05-26 | 2001-05-27 | Государственный научно-исследовательский институт горной геомеханики и маркшейдерского дела - Межотраслевой научный центр (ВНИМИ) | Method of increasing oil and gas well productivity and downhole heater for method embodiment |
| RU2177543C1 (en) * | 2000-08-17 | 2001-12-27 | Закрытое акционерное общество "Пермский инженерно-технический центр "Геофизика" | Method of treating well formation zone |
| RU2219332C1 (en) * | 2002-05-13 | 2003-12-20 | Александров Евгений Николаевич | Method of thermochemical treatment of a productive stratum |
| RU2399755C1 (en) * | 2009-07-20 | 2010-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of oil deposit by using thermal action on formation |
-
2011
- 2011-02-25 RU RU2011106893/03A patent/RU2456440C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4332297A (en) * | 1980-08-18 | 1982-06-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs |
| SU1601358A1 (en) * | 1988-01-13 | 1990-10-23 | Туркменский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method of acting upon bottom-hole zone of formation |
| GB2276218A (en) * | 1993-03-15 | 1994-09-21 | Petroleo Brasileiro Sa | Thermo-chemical de-waxing of hydrocarbon transmission conduits |
| RU2168008C2 (en) * | 1999-05-26 | 2001-05-27 | Государственный научно-исследовательский институт горной геомеханики и маркшейдерского дела - Межотраслевой научный центр (ВНИМИ) | Method of increasing oil and gas well productivity and downhole heater for method embodiment |
| RU2177543C1 (en) * | 2000-08-17 | 2001-12-27 | Закрытое акционерное общество "Пермский инженерно-технический центр "Геофизика" | Method of treating well formation zone |
| RU2219332C1 (en) * | 2002-05-13 | 2003-12-20 | Александров Евгений Николаевич | Method of thermochemical treatment of a productive stratum |
| RU2399755C1 (en) * | 2009-07-20 | 2010-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of oil deposit by using thermal action on formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2358100C2 (en) | Procedure of hydraulic break of reservoir in well | |
| US10081759B2 (en) | Method, apparatus, and composition for increased recovery of hydrocarbons by paraffin and asphaltene control from reaction of fuels and selective oxidizers in the subterranean environment | |
| CA2744556C (en) | Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir | |
| US10717924B2 (en) | Supercritical carbon dioxide emulsified acid | |
| RU2566542C1 (en) | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water | |
| WO2009146186A1 (en) | Method and apparatus to treat a well with high energy density fluid | |
| RU2455478C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of carbonate formation | |
| RU2322586C2 (en) | Method for methane removal from coal deposit seams | |
| US20140096958A1 (en) | Method, apparatus and composition to increase recovery of hydrocarbons by reaction of selective oxidizers and fuels in the subterranean environment | |
| CN112272731A (en) | Method for thermochemical treatment of oil reservoirs | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2632791C1 (en) | Method for stimulation of wells by injecting gas compositions | |
| CN103911139B (en) | Capsule parcel solid hydrochloric acid preparation method | |
| US2880802A (en) | Recovery of hydrocarbons from oil-bearing strata | |
| RU2368769C2 (en) | Bottom-hole formation zone treatment method | |
| US20210363866A1 (en) | Methods for wellbore formation using thermochemicals | |
| RU2457323C1 (en) | Hydraulic fracturing method of low-permeable bed with clay layers | |
| RU2456440C1 (en) | Method of oil influx intensification in wells with complex profile, and composition for its implementation | |
| RU2547191C1 (en) | Carbonate bed hydrofrac | |
| RU2440490C2 (en) | Development method of bottom-hole formation zone | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2509883C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2722895C1 (en) | Method for development of multilayer heterogenous oil deposit | |
| RU2495231C1 (en) | Flushing method for wells with lost-circulation formation | |
| RU2645688C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160226 |