RU2579044C1 - Способ обработки нефтесодержащего пласта - Google Patents
Способ обработки нефтесодержащего пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2579044C1 RU2579044C1 RU2015105490/03A RU2015105490A RU2579044C1 RU 2579044 C1 RU2579044 C1 RU 2579044C1 RU 2015105490/03 A RU2015105490/03 A RU 2015105490/03A RU 2015105490 A RU2015105490 A RU 2015105490A RU 2579044 C1 RU2579044 C1 RU 2579044C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- formation
- pumped
- well
- sulfuric acid
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 38
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 47
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 30
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 30
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 30
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 13
- MWKFXSUHUHTGQN-UHFFFAOYSA-N decan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCO MWKFXSUHUHTGQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 8
- 150000003333 secondary alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 7
- 150000003138 primary alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract description 6
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims abstract description 4
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims abstract description 4
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 4
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims abstract description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 19
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 17
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 12
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 12
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 claims description 5
- BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N butan-2-ol Chemical compound CCC(C)O BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 2
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 claims description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 5
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 235000011149 sulphuric acid Nutrition 0.000 abstract 1
- 239000001117 sulphuric acid Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 32
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 6
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N formaldehyde Natural products O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 4
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 3
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 3
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 101100167365 Caenorhabditis elegans cha-1 gene Proteins 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 1
- MGQIWUQTCOJGJU-UHFFFAOYSA-N [AlH3].Cl Chemical compound [AlH3].Cl MGQIWUQTCOJGJU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XUKVMZJGMBEQDE-UHFFFAOYSA-N [Co](=S)=S Chemical class [Co](=S)=S XUKVMZJGMBEQDE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- JBIROUFYLSSYDX-UHFFFAOYSA-M benzododecinium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CC1=CC=CC=C1 JBIROUFYLSSYDX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007323 disproportionation reaction Methods 0.000 description 1
- DDXLVDQZPFLQMZ-UHFFFAOYSA-M dodecyl(trimethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C DDXLVDQZPFLQMZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002506 iron compounds Chemical class 0.000 description 1
- -1 iron ions Chemical class 0.000 description 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 1
- GBCAVSYHPPARHX-UHFFFAOYSA-M n'-cyclohexyl-n-[2-(4-methylmorpholin-4-ium-4-yl)ethyl]methanediimine;4-methylbenzenesulfonate Chemical compound CC1=CC=C(S([O-])(=O)=O)C=C1.C1CCCCC1N=C=NCC[N+]1(C)CCOCC1 GBCAVSYHPPARHX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 150000002926 oxygen Chemical class 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 125000000075 primary alcohol group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N pyrite Chemical compound [Fe+2].[S-][S-] NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052683 pyrite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011028 pyrite Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 238000005486 sulfidation Methods 0.000 description 1
- 150000003463 sulfur Chemical class 0.000 description 1
- 229940006280 thiosulfate ion Drugs 0.000 description 1
- DHCDFWKWKRSZHF-UHFFFAOYSA-L thiosulfate(2-) Chemical compound [O-]S([S-])(=O)=O DHCDFWKWKRSZHF-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение производительности скважин и нефтеотдачи нефтесодержащего пласта. В способе химической обработки нефтесодержащего пласта на первом этапе в околоскважинную зону закачивают в объеме заполнения межтрубного пространства скважины и призабойной зоны углеводородную жидкость, состоящую из легких фракций нефти с добавками анионактивных или неионогенных, или катионных ПАВ или их смеси, таких как деканол, синтамид-5К, эмульгатор катионных битумных эмульсий ЭКБЭ, а также углеродного растворителя, выбранного из ряда: дизельное топливо, растворитель МИА-пром, бензин, фракция ароматических углеводородов, их смеси, и первичных или вторичных спиртов и ингибитора коррозии. На втором этапе закачивают раствор серной кислоты. 5 з.п. ф-лы, 9 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки нефтесодержащего пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами. Технический результат - повышение производительности скважин и степени нефтеотдачи нефтесодержащего пласта. Способ кислотной обработки нефтесодержащего пласта включает закачку в пласт эмульсии и кислоты, причем сначала углеводородную жидкость, а затем кислоту. В качестве углеводородной жидкости используют смесь легких фракций нефти с добавками поверхностно-активных веществ (ПАВ), углеводородного растворителя, первичный или вторичный спирт. В качестве кислоты используют 78-96 %-ную серную кислоту.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки нефтесодержащего пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.
Известен способ кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку эмульсии следующего состава, масс. %: соляная кислота 15-20%-ной концентрации - 44,1-51,1, карбоксиметилцеллюлоза 1,5-2,5 и вода 46,4-54,4 и кислотного состава, содержащего, масс. %: соляную кислоту 0,25-0,5-ной концентрации и воду 42,9-62,25 (Патент РФ №2269648, МКИ Е21В 43/27, публ. 2006 г.).
Однако известный способ по техническому результату направлен на увеличение глубины проникновения эмульсии в пласт путем изменения смачиваемости породы. При этом не происходит эффективного перераспределения фильтрационных потоков, кислотная эмульсия проникает в водонасыщенный участок коллектора и не охватывает нефтенасыщенные участки, особенно нижние горизонты.
Известен способ обработки околоскваженной зоны, включающий на первом этапе закачку в скважину 0,5-1,5%-ного раствора ПАВ в пластовой воде в объеме 100-200 м3, на втором этапе закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,25-0,5 м3 на 1 погонный метр перфорированной мощности пласта при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе (Патент РФ №2494246 МПК У21В 43/27, опуб. 27.09.2013).
Эффективность этого способа недостаточная, так как решает вопрос очистки призабойной зоны и не влияет на пласт.
Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности является способ извлечения нефти путем закачки в пласт кислотной композиции, содержащей кислоту, и композиции, содержащей поверхностно-активное вещество (ПАВ) и жидкий углевород, кислотная композиция содержит дополнительно замедлитель реакции с породой пласта - или Цеолит, или крошку синтетических цеолитов, или концентрат сиенитовый алюмощелочной, или карбоксиметил целлюлозу - КМЦ, или Полицелл КМЦ, или алюмохлорид, или гидроксохлористый алюминий. Закачку кислотной композиции осуществляют перед или одновременно с композицией, содержащей ПАВ и жидкий углерод при их отношении мас.%: ПАВ 5-16, жидкий углеводород 84-95, при соотношении ее объема к объему кислотной композиции от 2 до 4. Причем осуществляют закачку компонентов одновременно в добывающие и нагнетательные скважины (Патент РФ №2295635, опуб. 20.03.2007).
Общим недостатком известных способов является невысокая эффективность, обработки, выражающаяся в незначительном увеличении продуктивности скважины после обработки.
В предложенном изобретении достигается технический результат - повышение эффективности обработки нефтесодержащего пласта почти в 2 раза по сравнению с известными аналогами.
Технический результат достигается тем, что способ химической обработки нефтесодержащего пласта характеризуется тем, что на первом этапе закачивают в околоскважинную зону углеводородную жидкость, состоящую из легких фракций нефти с добавками анионактивных, или неионогенных, или катионных ПАВ, или их смеси, таких как: деканол, синтамид-5К, эмульгатор катионных битумных эмульсий ЭКБЭ, а также углеродного растворителя, выбранного из ряда: дизельное топливо, растворитель МИА-пром, бензин, фракция ароматических углеводородов, их смеси, и первичных или вторичных спиртов и ингибитора коррозии, а на втором этапе закачивают кислоту, при этом вначале закачивают углеводородную жидкость в объеме заполнения межтрубного пространства скважины и призабойной зоны, а затем осуществляют закачку в пласт раствора серной кислоты.
Спирты вводят в состав для регулирования скорости распада эмульсии с образованием подвижной неорганической и углеводородной фаз, а в качестве первичных или вторичных спиртов используют метанол, или изопропанол, или вторичный бутанол.
В качестве ингибитора коррозии используют уротропин, или формальдегид, или жирные аммонийные соли.
Закачку углеводородной жидкости осуществляют из расчета 2-3 м3 на 1 погонный метр перфорированной мощности пласта.
Раствор кислоты содержит 75-96 мас.% серной кислоты, и закачку его осуществляют до понижения рН ниже 6,0 на соседней скважине.
Обработанную углеводородной жидкостью скважину постоянно используют для нагнетания в нижние горизонты пласта серной кислоты.
Сущность способа обработки нефтесодержащего пласта заключается в том, что вначале закачивают углеводородную жидкость в объеме заполнения межтрубного пространства скважины, а затем осуществляют закачку в пласт раствора серной кислоты.
Подача углеводородной жидкости перед подачей концентрированной серной кислоты необходима для вытеснения воды и заполнения межтрубного пространства с целью предотвращения разбавления серной кислоты, так как разбавленная кислота вызывает сильную коррозию металлической оснастки скважин. Кроме того, происходит промывка технологического оборудования и призабойной зоны пласта от неорганических солей и соединений железа. Такая обработка позволяет избежать кольматации нефтяного пласта смолами, продуктами реакции нефти с кислотой в присутствии ионов железа.
Поэтому в качестве углеродной смеси может являться обезвоженное органическое вещество и химически стойкое в условиях концентрированной серной кислоты. Отсюда в качестве углеродной смеси возможно применение обезвоженной нефти с добавками
Используют анионактивные ПАВ, или неионогенные ПАВ, или катионные ПАВ, или их смеси, такие как: деканол по ТУ 6-09-1514-75; синтамид-5К по ТУ 2483-064-0580977-2003; эмульгатор катионных битумных эмульсий (ЭКБЭ) по ТУ 0257-007-35475596-98
В качестве углеводородного растворителя используют:
- дизельное топливо (ДТ) по ГОСТ 305-82;
- МИА-пром по ТУ 4852-01127913102-2001;
- бензин по ТУ 0251-009-057-66801-93;
- фракция ароматических углеводородов (ФАУ) по ТУ 2414-00352927048-2005;
- их смеси.
Первичные или вторичные спирты вводят в состав для регулирования скорости распада эмульсии с образованием подвижной неорганической и углеводородной фаз.
В качестве первичных или вторичных спиртов используют, например:
- метанол по ГОСТ 2222-95;
- изопропанол по ТУ 6-09-50-2655-94;
- вторичный бутанол по ГОСТ 6006-78;
В качестве ингибитора коррозии используют:
- уротропин по ГОСТ 1381-73;
- формальдегид по ГОСТ 1625-89;
- жирные аммонийные соли.
Используемая в предлагаемом изобретении эмульсия может быть приготовлена как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем последовательного растворения компонентов в заявляемых количествах.
Суммарный объем углеводородной жидкости для обработки пласта определяют исходя из мощности обрабатываемого пласта, радиуса обработки, пористости и коэффициента нефтенасыщенности пласта по следующей формуле: Q=π*R2*Н*m*Kн+Vтр.,
где Q - объем приготовленной эмульсии, м3;
π=3,14;
R - радиус обработки, м;
Н - мощность обрабатываемого пласта, м;
m - пористость, %;
Кн - коэффициент нефтенасыщенности пласта
Vтр. - объем межтрубного пространства.
Закачку углеводородной жидкости осуществляют из расчета 2-3 м3 на один погонный метр перфорированной мощности пласта.
Подаваемый затем раствор кислоты содержит 75-96 мас.% серной кислоты, и закачку его осуществляют до понижения рН раствора ниже 6,0 на соседней скважине. Обработанную углеводородной жидкостью скважину используют для нагнетания в нижние горизонты пласта серной кислоты.
Сущность изобретения
Карбонатные пласты характеризуются разнонаправленной трещиноватостью, неоднородностью и низким коэффициентом извлечения нефти. В случае вязкой нефти добываемой нефти после дренирования из коллектора, примыкающего непосредственно к зоне перфорирования скважины, наблюдается резкое падение дебита нефти. Существующие технологии неэффективны в этих условиях. Особенно большие зоны нефти в нижних горизонтах пласта.
Предлагаемая технология комплексно воздействует на нефтесодержащий пласт.
Во-первых, за счет химических реакций и разбавления серной кислоты водой, находящейся в нефти и пласте, резко уменьшая содержание воды в нефти, что приводит улучшению ее качества.
При этом поднимается температура в пласте, уменьшается вязкость нефти и повышается растворимость соединений, образованных за счет взаимодействия кислоты и вмещающих пород.
Во-вторых, серная кислота как сильный растворитель увеличивает поры в пласте за счет следующих химических реакций
СаСО3(тв)+SO4 2-+2Н+→ ←CaSO4(тв)+H2CO3(р-р)
Са(ОН)3(тв)+SO4 2-+2Н+→ ←CaSO4(тв)+2H2O
В-третьих, взаимодействие серной кислоты с карбонатами и элементарной серой приводит к образованию газов, которые повышают давления в пласте, что способствует вытеснения более легкой фракции - нефти.
Слабое изменение во времени концентрации продуктов взаимодействия серы с водой в опытах длительностью свыше 15 ч для 90°С, 2,2 ч для 150°С и 0,4 ч для 200°С указывает на достижение в этих условиях следующего метастабильного равновесия:
4S(эл)+3H2O+СаСО3(тв)→ ←2H2S(p-p)+S2O3 2-+Са2++H2CO3(р-р)
Более низкие, чем это следует из стехиометрии данной реакции концентрации сероводорода по сравнению с тиосульфат-ионом, вероятно, обусловлены трудностью отбора проб без потерь такого летучего компонента, как H2S.
Полученные экспериментальные данные были сопоставлены с результатами термодинамических расчетов. Для этого проведена оценка активностей продуктов реакции по метастабильному равновесию, а также реакции конечного диспропорционирования
4S(эл)+4H2O→ ←4H2S(p-p)+SO4 2-+2Н+
В качестве примера можно рассмотреть результаты расчетов равновесия
Fe2O3(тв)+5S(эл)+H2O→ ←2FeS2(тв)+HSO4-+H+,
константа которого равна 1016,6. Ее большая величина указывает на резкий сдвиг равновесия вправо с образованием значительных количеств серной кислоты, диссоциирующей на HSO4- - и H+ - ионы. Учитывая, что дисульфиды никеля и кобальта по сравнению с пиритом обладают большей устойчивостью в кислых растворах за счет их несколько меньшей растворимости, термодинамические предпосылки к сульфидированию NiO и СоО будут еще благоприятнее.
Для практических задач представляет интерес не только анализ сульфидирования оксидов, но и случай, когда окисленный металл связан в кристаллической решетке силикатов или других солей кислородных кислот. С этой целью можно сопоставить константы двух равновесий:
3FeO(тв)+7S(эл)+H2O→ ←3FeS2(тв)+HSO4-+Н+1,5FeSiO4(тв)+7S(эл)+H2O→ ←3FeS2(тв)+1,5SiO2(тв)+HSO4-+H+
Равновесными растворимыми формами при температурах 25 и 150°С является H2S, HS-, HSO4- и SO4 2-.
В-четвертых, концентрированные растворы серной кислоты имеют удельный вес в 1,7-1,9 раза выше, чем вода, и существенно больше, чем у нефти, поэтому серная кислота эффективно заполнит и вытеснит и воду, и нефть из нижних горизонтов пласта.
Наконец, в-пятых, добываемое углеводородное сырье содержит элементарную серу, что создает большие экологические проблемы. Использование серы для получения серной кислоты и возвращение в пласт позволяет решить экологические проблемы и одновременно получить экономическую выгоду от увеличения нефтеотдачи пласта.
Примеры конкретного исполнения проводились на макетных стендах.
Пример 1. На отработанном участке месторождения расчетный средний дебит скважин 0,05 л/сут, средняя обводненность 14,5%, пластовая температура 25°С, вязкость нефти в пластовых условиях плотность 941 кг/м3.
Через остановленную скважину, обработанную углеводородной смесью: 52 г легкой фракции нефти, 1 г деканола, 5 г - фракция ароматических углеводородов (ФАУ), 0,2 г метанола и формальдегида по ГОСТ 1625-89 закачивали 8,5 л 83 масс.% серной кислоты. В результате расчетный дебит скважины увеличился с 0,05 до 12,3 л/сут.
Пример 2. На этом же участке одну скважину использовали в режиме постоянной подачи, вначале обрабатывали углеводородной смесью: 60 г легкой фракции нефти, 1 г - синтамид-5К, 5 г - дизельное топливо, 0,2 г метанола и жирных аммонийных солей, а затем 91 масс.% серной кислоты в количестве 15-29 л/сутки. В результате скважины, находящиеся на расстоянии до 1 м, увеличили свою производительность до 12-13 л/сут.
Применение предложенного способа позволит увеличить нефтеотдачу пласта и утилизировать серосодержащие отходы, решив экологические проблемы.
Пример 3.
На первом этапе закачивают в околоскваженную зону углеводородную жидкость, состоящую из легких фракций нефти деканола, углеродного растворителя, дизельного топлива, метанола и уротропина, а на втором этапе закачивают кислоту, при этом вначале закачивают углеводородную жидкость в объеме заполнения межтрубного пространства скважины и призабойной зоны, а затем осуществляют закачку в пласт раствора серной кислоты.
Пример 4.
Все как в примере 3, но используют изопропанол 1,2% и в качестве ингибитора коррозии ЧА-2 хлорид додецилдиметилбензиламмония технический в количестве 0,02%.
Закачку углеводородной жидкости осуществляли из расчета 2 м3 на 1 погонный метр перфорированной мощности пласта.
Раствор кислоты содержит 75 масс.% серной кислоты, и закачку его осуществляют до понижения рН ниже 5.9 на соседней скважине.
Примеры 5-9.
Изменяли составы, используя вторичный бутанол 2,0% и жирные аммонийные соли ЧА-1 (хлориддодецилтриметиламмония) 0,03%.
Закачку углеводородной жидкости осуществляли из расчета 3 м3 на 1 погонный метр перфорированной мощности пласта.
Раствор серной кислоты в примерах брали 80, 82, 90, 96, 81 масс.%, и закачку его осуществляли до понижения рН ниже 6,0, т.е. 4,5; 4,8; 5,5 и 5,7 на соседней скважине. Эффективность обработки нефтесодержащего пласта повышена почти в 2 раза по сравнению с известными аналогами.
Claims (6)
1. Способ химической обработки нефтесодержащего пласта, характеризующийся тем, что на первом этапе закачивают в околоскважинную зону углеводородную жидкость, состоящую из легких фракций нефти с добавками анионактивных или неионогенных, или катионных ПАВ или их смеси, таких как деканол, синтамид-5К, эмульгатор катионных битумных эмульсий ЭКБЭ, а также углеродного растворителя, выбранного из ряда: дизельное топливо, растворитель МИА-пром, бензин, фракция ароматических углеводородов, их смеси, и первичных или вторичных спиртов и ингибитора коррозии, а на втором этапе закачивают кислоту, при этом вначале закачивают углеводородную жидкость в объеме заполнения межтрубного пространства скважины и призабойной зоны, а затем осуществляют закачку в пласт раствора серной кислоты.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что спирты вводят в состав для регулирования скорости распада эмульсии с образованием подвижной неорганической и углеводородной фаз, а в качестве первичных или вторичных спиртов используют метанол или изопропанол, или вторичный бутанол.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве ингибитора коррозии используют уротропин или формальдегид, или жирные аммонийные соли.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что закачку углеводородной жидкости осуществляют из расчета 2-3 м3 на 1 погонный метр перфорированной мощности пласта.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что раствор кислоты содержит 75-96 мас.% серной кислоты, и закачку его осуществляют до понижения рН ниже 6,0 на соседней скважине.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что обработанную углеводородной жидкостью скважину постоянно используют для нагнетания в нижние горизонты пласта серной кислоты.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015105490/03A RU2579044C1 (ru) | 2015-02-18 | 2015-02-18 | Способ обработки нефтесодержащего пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015105490/03A RU2579044C1 (ru) | 2015-02-18 | 2015-02-18 | Способ обработки нефтесодержащего пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2579044C1 true RU2579044C1 (ru) | 2016-03-27 |
Family
ID=55657009
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015105490/03A RU2579044C1 (ru) | 2015-02-18 | 2015-02-18 | Способ обработки нефтесодержащего пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2579044C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2700851C1 (ru) * | 2018-06-18 | 2019-09-23 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Способ селективной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2702175C1 (ru) * | 2018-06-18 | 2019-10-04 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Способ обработки призабойной зоны пласта с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта |
| RU2708924C1 (ru) * | 2018-12-27 | 2019-12-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Фонд НДК" | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления |
| WO2020128543A1 (en) | 2018-12-18 | 2020-06-25 | Mol Magyar Olaj- És Gázipari Nyilvánosan Működő Részvénytársaság | Kinetically stable nanoemulsions, processes for the preparation thereof and their use in petroleum and natural gas storage reservoirs, and in thermal water storage reservoirs, in well base treatment and bed stimulation processes |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US381920A (en) * | 1888-05-01 | Peters | ||
| RU2147677C1 (ru) * | 1998-12-15 | 2000-04-20 | Чендарев Владимир Владимирович | Способ добычи нефти из карбонатных коллекторов |
| RU2172823C1 (ru) * | 2000-07-24 | 2001-08-27 | Открытое акционерное общество "Сибирская Инновационная Нефтяная Корпорация"-СибИНКор | Способ повышения продуктивности добывающих скважин |
| RU2269648C1 (ru) * | 2004-06-29 | 2006-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2295635C2 (ru) * | 2005-03-21 | 2007-03-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Способ извлечения нефти |
| CA2405493C (en) * | 2000-04-25 | 2007-08-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Solids-stabilized water-in-oil emulsion and method for using same |
| RU2494246C1 (ru) * | 2012-09-19 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки околоскважинной зоны |
-
2015
- 2015-02-18 RU RU2015105490/03A patent/RU2579044C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US381920A (en) * | 1888-05-01 | Peters | ||
| RU2147677C1 (ru) * | 1998-12-15 | 2000-04-20 | Чендарев Владимир Владимирович | Способ добычи нефти из карбонатных коллекторов |
| CA2405493C (en) * | 2000-04-25 | 2007-08-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Solids-stabilized water-in-oil emulsion and method for using same |
| RU2172823C1 (ru) * | 2000-07-24 | 2001-08-27 | Открытое акционерное общество "Сибирская Инновационная Нефтяная Корпорация"-СибИНКор | Способ повышения продуктивности добывающих скважин |
| RU2269648C1 (ru) * | 2004-06-29 | 2006-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2295635C2 (ru) * | 2005-03-21 | 2007-03-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Способ извлечения нефти |
| RU2494246C1 (ru) * | 2012-09-19 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки околоскважинной зоны |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2700851C1 (ru) * | 2018-06-18 | 2019-09-23 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Способ селективной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2702175C1 (ru) * | 2018-06-18 | 2019-10-04 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Способ обработки призабойной зоны пласта с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта |
| WO2019245410A1 (ru) | 2018-06-18 | 2019-12-26 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Способ селективной обработки призабойной зоны пласта |
| CN112513420A (zh) * | 2018-06-18 | 2021-03-16 | Vi-能源有限责任公司 | 对地层的井底区域进行选择性处理的方法 |
| US11261718B2 (en) | 2018-06-18 | 2022-03-01 | Limited Liability Company “Vi-Energy” | Method of selectively treating a bottom hole region of a formation for intensifying oil production |
| WO2020128543A1 (en) | 2018-12-18 | 2020-06-25 | Mol Magyar Olaj- És Gázipari Nyilvánosan Működő Részvénytársaság | Kinetically stable nanoemulsions, processes for the preparation thereof and their use in petroleum and natural gas storage reservoirs, and in thermal water storage reservoirs, in well base treatment and bed stimulation processes |
| RU2708924C1 (ru) * | 2018-12-27 | 2019-12-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Фонд НДК" | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10266750B2 (en) | Oil recovery compositions and methods thereof | |
| RU2579044C1 (ru) | Способ обработки нефтесодержащего пласта | |
| Zhijian et al. | A successful ASP flooding pilot in Gudong oil field | |
| US7926561B2 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| CA2672487A1 (en) | Preconditioning an oilfield reservoir | |
| Mohsenzadeh et al. | Effects of concentration, salinity and injection scenario of ionic liquids analogue in heavy oil recovery enhancement | |
| MXPA06011818A (es) | Composicion y proceso para recuperacion mejorada de petroleo. | |
| CA2963910A1 (en) | Cationic multiple quaternary ammonium-based surfactants for enhancing production in subterranean formations | |
| CA2789917C (en) | Method of oil extraction | |
| DE819386C (de) | Verfahren zur sekundaeren Gewinnung von OEl | |
| US20140202928A1 (en) | Method for destabilizing bitumen-water and oil-water emulsions using lime | |
| RU2288358C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта, сложенного карбонатными породами с трудноизвлекаемыми запасами нефти | |
| US20160304767A1 (en) | Internal olefin sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery | |
| US4187185A (en) | Oil recovery process using oxyalkylated additives | |
| RU2620685C1 (ru) | Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта | |
| CN111621281A (zh) | 原位自转向wag方法 | |
| RU2612693C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах без подъема глубинонасосного оборудования | |
| US20210253942A1 (en) | Chemical additives and surfactant combinations for favorable alteration of hydrocarbon properties and improved hydrocarbon recovery factors | |
| RU2604627C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов путем химической обработки | |
| EP3000862A1 (en) | Surfactant composition and use thereof in enhanced oil recovery | |
| RU2429268C1 (ru) | Высокоэффективная технологическая жидкость для нефтяной промышленности втж рмд-5 | |
| Nuriev | Development of oil recovery stimulation technology for carbonate reservoirs using chlorine-free acid systems | |
| RU2562634C2 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пласта | |
| RU2811132C1 (ru) | Способ разработки карбонатного коллектора нефтяного месторождения | |
| RU2818629C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны добывающих скважин карбонатного коллектора башкирского яруса с подстилающей водой для интенсификации добычи нефти |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170219 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20180820 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200219 |