RU2652238C1 - Method of thermochemical processing of oil pool (options) - Google Patents
Method of thermochemical processing of oil pool (options) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2652238C1 RU2652238C1 RU2017108826A RU2017108826A RU2652238C1 RU 2652238 C1 RU2652238 C1 RU 2652238C1 RU 2017108826 A RU2017108826 A RU 2017108826A RU 2017108826 A RU2017108826 A RU 2017108826A RU 2652238 C1 RU2652238 C1 RU 2652238C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- composition
- thermochemical
- sodium nitrite
- aqueous solution
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 127
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 88
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 81
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 52
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 52
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 claims abstract description 44
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 36
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 36
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 35
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 35
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 28
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 24
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims abstract description 23
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 22
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 20
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 20
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 20
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 15
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 15
- 230000032683 aging Effects 0.000 claims abstract 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 claims abstract 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 10
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000001879 gelation Methods 0.000 abstract description 3
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract 3
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 9
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 8
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M sodium hydroxide Inorganic materials [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- BFGKITSFLPAWGI-UHFFFAOYSA-N chromium(3+) Chemical class [Cr+3] BFGKITSFLPAWGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000001099 ammonium carbonate Substances 0.000 description 2
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N Ammonium bicarbonate Chemical compound [NH4+].OC([O-])=O ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- -1 alkali metal nitrite Chemical class 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000012538 ammonium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 235000012501 ammonium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 230000009965 odorless effect Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 235000010333 potassium nitrate Nutrition 0.000 description 1
- FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N potassium nitrate Inorganic materials [K+].[O-][N+]([O-])=O FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 1
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
-
- 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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам термохимической обработки нефтяного пласта, а также к способам добычи высоковязкой нефти.The proposal relates to the oil industry, in particular, to methods for thermochemical processing of an oil reservoir, as well as to methods for producing highly viscous oil.
Известен способ термохимической обработки нефтяного пласта (пат. RU №2401941, МПК Е21В 43/22, Е21В 43/24, С09К 8/24, опубл. 20.10.2010 г., бюл. №29), включающий раздельную закачку компонентов горюче-окислительного состава (ГОС) и инициатора горения (ИГ).A known method of thermochemical treatment of an oil reservoir (US Pat. RU No. 2401941, IPC ЕВВ 43/22, Е21В 43/24, С09К 8/24, published on 10/20/2010, bull. No. 29), including the separate injection of components of a combustible-oxidizing composition (GOS) and combustion initiator (IG).
В качестве ГОС используют водный раствор с водородным показателем рН 4-7, включающий, мас. %: селитру - 5-25, карбамидно-аммиачную смесь КАС-32 - остальное, в качестве ИГ используют водный раствор с водородным показателем рН 12-14, включающий, мас. %: нитрит щелочного металла - 15-45, вода - остальное.As GOS use an aqueous solution with a pH of 4-7, including, by weight. %: saltpeter - 5-25, urea-ammonia mixture KAS-32 - the rest, as an IG use an aqueous solution with a pH of 12-14, including, wt. %: alkali metal nitrite - 15-45, water - the rest.
Недостатками известного способа являются низкая эффективность из-за ограниченной зоны обработки пласта, а также сложность приготовления растворов с необходимыми параметрами в промысловых условиях.The disadvantages of this method are the low efficiency due to the limited treatment zone of the formation, as well as the difficulty of preparing solutions with the necessary parameters in the field.
Известен способ термохимической обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающий последовательную закачку в скважину термогазохимического состава, содержащего горюче-окислительный бинарный состав (ГОБС) и инициатор реакции (пат. RU №2525386, МПК Е21В 43/24, С09К 8/592, опубл. 10.06.2014 г., бюл. №22).A known method of thermochemical treatment of the bottom-hole zone of a productive formation, including sequential injection of a gas-gas chemical composition containing a combustible-oxidative binary composition (GOBS) and a reaction initiator (US Pat. RU No. 2525386, IPC ЕВВ 43/24, С09К 8/592, publ. 10.06 .2014, bull. No. 22).
Недостатком известного способа является низкий охват пласта термическим воздействием вследствие того, что в пласте не происходит полное перемешивание оторочек ГОБС и инициатора реакции. Термохимическая реакция протекает лишь на границе соприкосновения оторочек друг с другом, основная часть состава остается в пласте непрореагировавшей.The disadvantage of this method is the low coverage of the formation by thermal effects due to the fact that the formation does not completely mix the rims of the HOBS and the initiator of the reaction. The thermochemical reaction proceeds only at the border of the contact of the rims with each other, the main part of the composition remains unreacted in the reservoir.
Наиболее близким является способ термохимической обработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт термохимического состава, содержащего водный раствор нитрита натрия, при следующем содержании компонентов, мас.%:The closest is the method of thermochemical treatment of an oil reservoir, including the injection into the reservoir of a thermochemical composition containing an aqueous solution of sodium nitrite, with the following components, wt.%:
и водный раствор инициатора реакции при следующем соотношении компонентов, мас. %:and an aqueous solution of the initiator of the reaction in the following ratio of components, wt. %:
(пат. RU №2203411, МПК Е21В 43/25, Е21В 37/06 опубл. 27.04.2003 г., бюл. №12).(Pat. RU No. 2203411, IPC Е21В 43/25, ЕВВ 37/06 published on April 27, 2003, bull. No. 12).
Водный раствор инициатора реакции дополнительно содержит реагент, нейтрализующий сульфаминовую кислоту до степени не более 97%, в качестве такого реагента используют технический водный аммиак, карбонат или гидрокарбонат аммония, гидроксид, карбонат или гидрокарбонат щелочного металла или их смесь, объемное соотношение органического растворителя и остальных компонентов термохимического состава составляет (0,5-3):1, в качестве органического растворителя используют алифатический или ароматический углеводород, или нефть, или их смесь, а состав содержит дополнительно эмульгатор.The aqueous solution of the initiator of the reaction additionally contains a reagent that neutralizes sulfamic acid to a degree of not more than 97%, technical water ammonia, ammonium carbonate or hydrogen carbonate, alkali metal hydroxide, carbonate or hydrogen carbonate or a mixture thereof, volume ratio of organic solvent and other components are used as such a reagent thermochemical composition is (0.5-3): 1, an aliphatic or aromatic hydrocarbon, or oil, or a mixture thereof, is used as an organic solvent, and Tav additionally contains an emulsifier.
Недостатком способа является невысокая эффективность из-за низкого охвата пласта термическим воздействием, что приводит к преимущественной обработке водонасыщенных и высокопроницаемых зон пласта за счет преобладающего проникновения в них теплоносителя, в то время как нефтенасыщенные низкопроницаемые зоны продуктивного пласта остаются неохваченными воздействием, что приводит к незначительному увеличению нефтеотдачи пласта.The disadvantage of this method is its low efficiency due to the low coverage of the formation by thermal exposure, which leads to the preferential treatment of water-saturated and highly permeable zones of the formation due to the predominant penetration of coolant into them, while oil-saturated low-permeability zones of the reservoir remain unreached, which leads to a slight increase oil recovery.
Техническими задачами предложения являются направленное термохимическое воздействие на нефтенасыщенные пропластки, подключение в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных, низкопроницаемых зон пласта, увеличение охвата пласта тепловым воздействием, повышение нефтеотдачи пласта, а также расширение технологических возможностей способа.The technical objectives of the proposal are directed thermochemical effects on oil-saturated interlayers, connection to the development of previously unreached oil-saturated, low-permeability zones of the formation, increasing the coverage of the formation by heat, increasing oil recovery, as well as expanding the technological capabilities of the method.
Технические задачи решаются способом термохимической обработки нефтяного пласта, включающим закачку в пласт термохимического состава, содержащего водный раствор нитрита натрия и водный раствор инициатора реакции.Technical problems are solved by the method of thermochemical treatment of an oil reservoir, including the injection into the reservoir of a thermochemical composition containing an aqueous solution of sodium nitrite and an aqueous solution of a reaction initiator.
По первому варианту новым является то, что предварительно определяют обводненность добываемой продукции скважины, при обводненности продукции от 20 до 59% производят последовательную закачку в добывающую скважину углеводородного растворителя и термохимического состава, в качестве термохимического состава закачивают водный раствор нитрита натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %: нитрит натрия - 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем соотношении компонентов, мас. %: сульфаминовая кислота - 5-40, щелочной реагент - 2-16, вода - остальное, при этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, причем при приготовлении указанного термохимического состава массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты должно составлять 1:1,25, а массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента – 2,5:1, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины.According to the first option, the new one is that the water content of the produced well products is preliminarily determined, when the water content of the products is from 20 to 59%, a hydrocarbon solvent and a thermochemical composition are sequentially injected into the production well, an aqueous solution of sodium nitrite is pumped as a thermochemical composition in the following ratio of components, wt . %: sodium nitrite - 4-32, water - the rest, and an aqueous solution of the initiator of the reaction in the following ratio of components, wt. %: sulfamic acid - 5-40, alkaline reagent - 2-16, water - the rest, while the volume ratio of these aqueous solutions is 1: 1, and when preparing the indicated thermochemical composition, the mass ratio of sodium nitrite and sulfamic acid should be 1: 1 , 25, and the mass ratio of sulfamic acid and alkaline reagent is 2.5: 1, then technological exposure is carried out for a duration of 3 to 48 hours, after which the well is developed.
По второму варианту новым является то, что предварительно определяют обводненность добываемой продукции скважины, при обводненности продукции от 60 до 99,9% закачивают в добывающую скважину гелеобразующую композицию при следующем соотношении компонентов, мас. %:According to the second option, it is new that the water content of the produced well products is preliminarily determined; when the water content of the product is from 60 to 99.9%, a gel-forming composition is pumped into the production well in the following ratio of components, wt. %:
продавливают гелеобразующую композицию в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч, производят последовательную закачку углеводородного растворителя и термохимического состава, в качестве термохимического состава закачивают водный раствор нитрита натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %: нитрит натрия - 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем соотношении компонентов, мас. %: сульфаминовая кислота - 5-40, щелочной реагент - 2-16, вода - остальное, при этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, причем при приготовлении указанного термохимического состава массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты должно составлять 1:1,25, а массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 2,5:1, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины.the gel-forming composition is pushed into the reservoir with a technological fluid with a density corresponding to the density of the quenching fluid, 24-hour gel-forming is carried out, gel hydrocarbon solvent and thermochemical composition are sequentially injected, an aqueous solution of sodium nitrite is pumped as a thermochemical composition in the following ratio of components, wt. %: sodium nitrite - 4-32, water - the rest, and an aqueous solution of the initiator of the reaction in the following ratio of components, wt. %: sulfamic acid - 5-40, alkaline reagent - 2-16, water - the rest, while the volume ratio of these aqueous solutions is 1: 1, and when preparing the indicated thermochemical composition, the mass ratio of sodium nitrite and sulfamic acid should be 1: 1 , 25, and the mass ratio of sulfamic acid and alkaline reagent is 2.5: 1, then technological exposure is carried out for a duration of 3 to 48 hours, after which the well is developed.
По третьему варианту новым является то, что перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину термохимического состава производят закачку гелеобразующей композиции при следующем соотношении компонентов, мас. %:According to the third option, the new one is that before injection into the reservoir through the injection well of the thermochemical composition, the gel-forming composition is injected in the following ratio of components, wt. %:
гелеобразующую композицию продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч, затем производят закачку термохимического состава, в качестве термохимического состава закачивают водный раствор нитрита натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %: нитрит натрия - 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем соотношении компонентов, мас. %: сульфаминовая кислота - 5-40, щелочной реагент - 2-16, вода - остальное, при этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, причем при приготовлении указанного термохимического состава массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты должно составлять 1:1,25, а массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 2,5:1, затем закачивают полимерную композицию при следующем соотношении компонентов, мас. %:the gel-forming composition is pushed into the reservoir with a technological fluid with a density corresponding to the density of the injected water, a technological exposure is carried out for gelation for 24 hours, then the thermochemical composition is injected, an aqueous solution of sodium nitrite is pumped as a thermochemical composition in the following ratio of components, wt. %: sodium nitrite - 4-32, water - the rest, and an aqueous solution of the initiator of the reaction in the following ratio of components, wt. %: sulfamic acid - 5-40, alkaline reagent - 2-16, water - the rest, while the volume ratio of these aqueous solutions is 1: 1, and when preparing the indicated thermochemical composition, the mass ratio of sodium nitrite and sulfamic acid should be 1: 1 , 25, and the mass ratio of sulfamic acid and alkaline reagent is 2.5: 1, then the polymer composition is pumped in the following ratio of components, wt. %:
продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды, возобновляют заводнение пластов.pushed into the reservoir technological fluid with a density corresponding to the density of the injected water, resume flooding the reservoirs.
Для приготовления гелеобразующей и полимерной композиции используют следующие реагенты:The following reagents are used to prepare the gelling and polymer compositions:
- полиакриламид (ПАА) - синтетический водорастворимый полимер с молекулярной массой (5-15)⋅106 D импортного или отечественного производства;- polyacrylamide (PAA) - a synthetic water-soluble polymer with a molecular weight of (5-15) ⋅10 6 D imported or domestic production;
- в качестве сшивателя используют водорастворимые соли хрома(III).- as a crosslinker use water-soluble salts of chromium (III).
В качестве углеводородного растворителя используют алифатические или ароматические углеводороды, или их смесь с температурой начала перегонки не ниже 80°C, например, сольвент нефтяной, выпускаемый по ГОСТ 10214-78, нефрас С2 80/120, растворитель АСПО «ИНТАТ».Aliphatic or aromatic hydrocarbons are used as the hydrocarbon solvent, or a mixture thereof with a distillation start temperature not lower than 80 ° C, for example, an oil solvent produced in accordance with GOST 10214-78, Nefras C2 80/120, INTAT ASPO solvent.
Для приготовления термохимического состава используют следующие реагенты:The following reagents are used to prepare the thermochemical composition:
- сульфаминовая кислота представляет собой белые негигроскопичные кристаллы без запаха с молекулярной массой 97,1;- sulfamic acid is a white odorless hygroscopic crystals with a molecular weight of 97.1;
- нитрит натрия технический, выпускаемый по ГОСТ 19906-74;- technical sodium nitrite, produced according to GOST 19906-74;
- в качестве щелочного реагента используют гидроксид натрия (натр едкий технический), выпускаемый по ГОСТ Р 55064-20132;- sodium hydroxide (technical sodium hydroxide) manufactured according to GOST R 55064-20132 is used as an alkaline reagent;
- вода техническая пресная.- technical fresh water.
Сущность способа заключается в следующем.The essence of the method is as follows.
По первому варианту.According to the first option.
На добывающей скважине выполняют геофизические и гидродинамические исследования, определяют интервал перфорации пласта, начальный дебит скважины по нефти и обводненность добываемой продукции. Если ее значение составляет от 20 до 59%, в зависимости от интервала перфорации пласта определяют объемы закачки углеводородного растворителя и термохимического состава. Из расчета на один метр интервала перфорации пласта объем углеводородного растворителя составляет 0,5-5 м3, объем термохимического состава - 2-10 м3.At the producing well, geophysical and hydrodynamic studies are performed, the interval of formation perforation, the initial oil production rate of the well and the water cut of the produced product are determined. If its value is from 20 to 59%, depending on the interval of perforation of the formation, the injection volumes of the hydrocarbon solvent and the thermochemical composition are determined. Based on one meter of the formation perforation interval, the volume of hydrocarbon solvent is 0.5-5 m 3 , the volume of thermochemical composition is 2-10 m 3 .
Закачку производят в два этапа.The injection is carried out in two stages.
На первом этапе производят закачку в пласт углеводородного растворителя.At the first stage, hydrocarbon solvent is injected into the formation.
На втором этапе производят закачку в пласт термохимического состава, содержащего водный раствор нитрита натрия, при следующем содержании компонентов, мас. %: нитрит натрия - 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем содержании компонентов, мас. %: сульфаминовая кислота - 5-40, щелочной реагент - 2-16, вода - остальное, при этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, причем при приготовлении указанного термохимического состава массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты должно составлять 1:1,25, а массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 1:2,5.At the second stage, a thermochemical composition containing an aqueous solution of sodium nitrite is injected into the formation, with the following content of components, wt. %: sodium nitrite - 4-32, water - the rest, and an aqueous solution of the initiator of the reaction with the following components, wt. %: sulfamic acid - 5-40, alkaline reagent - 2-16, water - the rest, while the volume ratio of these aqueous solutions is 1: 1, and when preparing the indicated thermochemical composition, the mass ratio of sodium nitrite and sulfamic acid should be 1: 1 , 25, and the mass ratio of sulfamic acid and alkaline reagent is 1: 2.5.
При закачке в пласт углеводородного растворителя происходят растворение твердых компонентов нефти, снижение вязкости нефти и увеличение ее подвижности в пласте. При взаимодействии водных растворов нитрита натрия и инициатора реакции протекает термохимическая реакция с быстрым разогревом водного раствора. Увеличение температуры в нефтенасыщенном пласте повышает растворимость твердых компонентов нефти в углеводородном растворителе, снижает вязкость нефти, улучшает условия для капиллярной пропитки породы пласта.When hydrocarbon solvent is injected into the formation, solid oil components dissolve, oil viscosity decreases and its mobility in the formation increases. During the interaction of aqueous solutions of sodium nitrite and the initiator of the reaction, a thermochemical reaction proceeds with rapid heating of the aqueous solution. An increase in temperature in an oil-saturated formation increases the solubility of solid oil components in a hydrocarbon solvent, reduces the viscosity of oil, and improves the conditions for capillary impregnation of formation rock.
После закачки термохимического состава осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины, определяют дебит скважины по нефти и обводненность добываемой продукции.After injection of the thermochemical composition, technological exposure is carried out for a duration of 3 to 48 hours, after which development of the well is carried out, the well’s oil production rate and water cut of the produced product are determined.
По второму варианту.According to the second option.
На добывающей скважине выполняют геофизические и гидродинамические исследования, определяют интервал перфорации пласта, начальный дебит скважины по нефти и обводненность добываемой продукции. Если ее значение составляет от 60 до 99,9%, в зависимости от интервала перфорации пласта определяют объемы закачки гелеобразующей композиции, углеводородного растворителя и термохимического состава. Из расчета на один метр интервала перфорации пласта объем гелеобразующей композиции составляет 2-10 м3, объем углеводородного растворителя - 0,5-5 м3, объем термохимического состава - 2-10 м3.At the producing well, geophysical and hydrodynamic studies are performed, the interval of formation perforation, the initial oil production rate of the well and the water cut of the produced product are determined. If its value is from 60 to 99.9%, depending on the interval of perforation of the formation, the injection volumes of the gelling composition, the hydrocarbon solvent and the thermochemical composition are determined. Based on one meter of the formation perforation interval, the volume of the gelling composition is 2-10 m 3 , the volume of the hydrocarbon solvent is 0.5-5 m 3 , the volume of the thermochemical composition is 2-10 m 3 .
Способ осуществляют в три этапа.The method is carried out in three stages.
На первом этапе производят закачку гелеобразующей композиции при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,3-1,5, сшиватель - 0,03-0,15, вода - остальное. Закачку гелеобразующей композиции в пласт производят с использованием установки типа КУДР.At the first stage, the gel-forming composition is injected with the following content of components, wt. %: PAA - 0.3-1.5, a crosslinker - 0.03-0.15, water - the rest. The gel-forming composition is injected into the formation using a KUDR-type installation.
После закачки заданного объема гелеобразующей композиции его продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности глушения скважины, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч.After injecting a predetermined volume of the gel-forming composition, it is forced into the formation by a process fluid with a density corresponding to the well killing density, and technological exposure to gel formation is performed for a duration of 24 hours.
На втором этапе производят закачку в пласт углеводородного растворителя.At the second stage, hydrocarbon solvent is injected into the formation.
На третьем этапе производят закачку в пласт термохимического состава, содержащего водный раствор нитрита натрия, при следующем содержании компонентов, мас. %: нитрит натрия - 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем содержании компонентов, мас. %: сульфаминовая кислота - 5-40, щелочной реагент - 2-16, вода - остальное, при этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, причем при приготовлении указанного термохимического состава массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты должно составлять 1:1,25, а массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 1:2,5.At the third stage, a thermochemical composition containing an aqueous solution of sodium nitrite is injected into the formation, with the following components, wt. %: sodium nitrite - 4-32, water - the rest, and an aqueous solution of the initiator of the reaction with the following components, wt. %: sulfamic acid - 5-40, alkaline reagent - 2-16, water - the rest, while the volume ratio of these aqueous solutions is 1: 1, and when preparing the indicated thermochemical composition, the mass ratio of sodium nitrite and sulfamic acid should be 1: 1 , 25, and the mass ratio of sulfamic acid and alkaline reagent is 1: 2.5.
После закачки термохимического состава осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины, определяют дебит скважины по нефти и обводненность добываемой продукции.After injection of the thermochemical composition, technological exposure is carried out for a duration of 3 to 48 hours, after which development of the well is carried out, the well’s oil production rate and water cut of the produced product are determined.
Предварительная закачка гелеобразующей композиции позволяет создать блокирующий экран в высокопроницаемых обводненных зонах пласта, тем самым перенаправляя углеводородный растворитель и термохимический состав в низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки, а также препятствовать поступлению воды из пласта в добывающую скважину.Pre-injection of the gel-forming composition allows you to create a blocking screen in the highly permeable flooded zones of the formation, thereby redirecting the hydrocarbon solvent and thermochemical composition into low-permeable oil-saturated layers, as well as preventing the flow of water from the formation into the production well.
По третьему варианту.According to the third option.
На нагнетательной скважине выполняют геофизические и гидродинамические исследования, определяют интервал перфорации пласта, начальную приемистость при устьевом давлении закачки от водовода, и в зависимости от интервала перфорации пласта определяют объемы закачки гелеобразующей композиции, термохимического состава и полимерной композиции. Из расчета на один метр интервала перфорации пласта объем гелеобразующей композиции составляет 5-15 м3, объем термохимического состава - 2-10 м3, объем полимерной композиции - 2-10 м3.Geophysical and hydrodynamic studies are performed on the injection well, the interval of formation perforation is determined, the initial injection rate at the wellhead injection pressure from the water conduit, and the injection volumes of the gel-forming composition, thermochemical composition, and polymer composition are determined depending on the interval of perforation of the formation. Based on one meter of the formation perforation interval, the volume of the gelling composition is 5-15 m 3 , the volume of the thermochemical composition is 2-10 m 3 , the volume of the polymer composition is 2-10 m 3 .
Способ осуществляют в три этапа.The method is carried out in three stages.
На первом этапе производят закачку гелеобразующей композиции при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,3-1,5, сшиватель - 0,03-0,15, вода - остальное. Закачку гелеобразующей композиции в пласт производят с использованием установки типа КУДР.At the first stage, the gel-forming composition is injected with the following content of components, wt. %: PAA - 0.3-1.5, a crosslinker - 0.03-0.15, water - the rest. The gel-forming composition is injected into the formation using a KUDR-type installation.
После закачки заданного объема гелеобразующего состава его продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности глушения скважины, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч.After injecting a predetermined volume of the gel-forming composition, it is pressed into the formation with a process fluid with a density corresponding to the well killing density, and a technological exposure to gel formation is performed for a duration of 24 hours.
На втором этапе производят закачку в пласт термохимического состава, содержащего водный раствор нитрита натрия, при следующем содержании компонентов, мас. %: нитрит натрия - 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем содержании компонентов, мас. %: сульфаминовая кислота - 5-40, щелочной реагент - 2-16, вода - остальное, при этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, причем при приготовлении указанного термохимического состава массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты должно составлять 1:1,25, а массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 1:2,5.At the second stage, a thermochemical composition containing an aqueous solution of sodium nitrite is injected into the formation, with the following content of components, wt. %: sodium nitrite - 4-32, water - the rest, and an aqueous solution of the initiator of the reaction with the following components, wt. %: sulfamic acid - 5-40, alkaline reagent - 2-16, water - the rest, while the volume ratio of these aqueous solutions is 1: 1, and when preparing the indicated thermochemical composition, the mass ratio of sodium nitrite and sulfamic acid should be 1: 1 , 25, and the mass ratio of sulfamic acid and alkaline reagent is 1: 2.5.
На третьем этапе осуществляют закачку полимерной композиции при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,05-0,3, сшиватель - 0,005-0,03, вода - остальное. Указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды, возобновляют заводнение пластов.In the third stage, the polymer composition is injected with the following content of components, wt. %: PAA - 0.05-0.3, crosslinker - 0.005-0.03, water - the rest. The specified composition is pressed into the reservoir with a process fluid with a density corresponding to the density of the injected water, and the flooding of the reservoirs is resumed.
При предварительной закачке гелеобразующей композиции происходят блокирование высокопроницаемых промытых зон пласта и перенаправление последующего термохимического состава в низкопроницаемые нефтенасыщенные участки пласта, что способствует снижению вязкости нефти и увеличению ее подвижности.When the gel-forming composition is pre-injected, highly permeable washed zones of the formation are blocked and the subsequent thermochemical composition is redirected to low-permeable oil-saturated areas of the reservoir, which helps to reduce the viscosity of the oil and increase its mobility.
Закачка полимерной композиции после закачки термохимического состава выравнивает фронт вытеснения при возобновлении заводнения.The injection of the polymer composition after injection of the thermochemical composition evens out the displacement front when waterflooding resumes.
Примеры конкретного выполнения.Examples of specific performance.
Пример 1 (по первому варианту). Для проведения опытно-промышленных работ была выбрана добывающая скважина с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм, интервалом перфорации пласта на глубине 1341-1351 м (10 м). Дебит скважины по нефти составляет 4,2 т/сут, обводненность добываемой продукции - 42%.Example 1 (in the first embodiment). For experimental work, a production well was selected with a production casing with a diameter of 146 mm and a perforation interval of the formation at a depth of 1341-1351 m (10 m). The oil production rate is 4.2 tons / day, the water cut of the produced products is 42%.
Исходя из интервала перфорации пласта, равного 10 м, рекомендуемый объем закачки углеводородного растворителя составляет 10 м3, объем закачки термохимического состава - 20 м3.Based on the interval of formation perforation equal to 10 m, the recommended injection volume of hydrocarbon solvent is 10 m 3 , the injection volume of the thermochemical composition is 20 m 3 .
Производят закачку в скважину растворителя АСПО «ИНТАТ» в объеме 10 м3.Make injection into the well of the solvent ASPO "INTAT" in a volume of 10 m 3 .
Затем производят закачку термохимического состава. Для получения 20 м3 термохимического состава используют 10 м3 водного раствора нитрита натрия со следующим содержанием компонентов, мас. %: нитрит натрия - 16 (1,72 т), вода - 84 (9 т) и 10 м3 водного раствора инициатора реакции со следующим содержанием компонентов, мас. %: сульфаминовая кислота - 20 (2,4 т), щелочной реагент - 8 (1,0 т), вода - 72 (8,6 т).Then the thermochemical composition is injected. To obtain 20 m 3 thermochemical composition using 10 m 3 an aqueous solution of sodium nitrite with the following content of components, wt. %: sodium nitrite - 16 (1.72 tons), water - 84 (9 tons) and 10 m 3 of an aqueous solution of a reaction initiator with the following content of components, wt. %: sulfamic acid - 20 (2.4 t), alkaline reagent - 8 (1.0 t), water - 72 (8.6 t).
После закачки запланированного объема углеводородного растворителя (10 м3) и термохимического состава (20 м3) осуществляют на скважине технологическую выдержку продолжительностью 24 ч, затем производят освоение скважины. Через 15 дней проводят исследования по определению дебита нефти и обводненности добываемой продукции.After injecting the planned volume of hydrocarbon solvent (10 m 3 ) and thermochemical composition (20 m 3 ), technological exposure is carried out at the well for 24 hours, then the well is developed. After 15 days, studies are carried out to determine the oil flow rate and water cut of the extracted products.
Результаты исследований скважины показывают, что дебит нефти увеличился на 3,6 т/сут, обводненность добываемой продукции снизилась на 9% (пример 7, табл. 1).Well research results show that oil production increased by 3.6 tons / day, water cut of produced products decreased by 9% (Example 7, Table 1).
Остальные примеры осуществления способа добычи высоковязкой нефти по первому варианту выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 1 (примеры 1-12).Other examples of the implementation of the high-viscosity oil production method in the first embodiment are performed similarly, their results are shown in table. 1 (examples 1-12).
Из табл. 1 видно, что после закачки указанных составов в добывающие скважины происходят увеличение дебита нефти в среднем на 2,3 т/сут, снижение обводненности добываемой продукции в среднем на 4,75%.From the table. It can be seen from Table 1 that after pumping these formulations into production wells, oil production increases by an average of 2.3 tons / day, and a decrease in water cut of produced products by an average of 4.75%.
Пример 2 (по второму варианту). Для проведения опытно-промышленных работ была выбрана добывающая скважина с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм, интервалом перфорации пласта на глубине 1432-1439 м (7 м). Дебит скважины по нефти составляет 3 т/сут, обводненность - 83%.Example 2 (in the second embodiment). For experimental work, a production well was selected with a production casing with a diameter of 146 mm and a perforation interval of the formation at a depth of 1432-1439 m (7 m). The oil production rate is 3 tons / day, the water cut is 83%.
Исходя из интервала перфорации пласта, равного 7 м, рекомендуемый объем закачки гелеобразующей композиции составляет 35 м3, объем углеводородного растворителя - 10 м3, объем термохимического состава - 30 м3.Based on the formation perforation interval of 7 m, the recommended injection volume of the gelling composition is 35 m 3 , the volume of hydrocarbon solvent is 10 m 3 , and the volume of the thermochemical composition is 30 m 3 .
Непосредственно на устье скважины с использованием установки типа КУДР осуществляют приготовление и закачку гелеобразующей композиции при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,5, сшиватель - 0,05, вода - 99,45.Directly at the wellhead using a KUDR-type installation, the gel-forming composition is prepared and injected with the following content of components, wt. %: PAA - 0.5, a crosslinker - 0.05, water - 99.45.
Для получения гелеобразующей композиции в объеме 35 м3 (35 т) используют порошкообразный ПАА - 0,175 т, соль хрома(III) - 0,0175 т и воду - 34,8075 т. Гелеобразующую композицию готовят непрерывно с одновременной дозировкой ПАА и сшивателя в смесительную емкость установки КУДР. Полученную гелеобразующую композицию насосным агрегатом по колонне НКТ закачивают в скважину. После закачки заданного объема гелеобразующей композиции ее продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности глушения скважины, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч.To obtain a gelling composition in a volume of 35 m 3 (35 t), powdered PAA is used - 0.175 t, chromium (III) salt - 0.0175 t and water - 34.8075 t. A gelling composition is prepared continuously with a simultaneous dosage of PAA and a crosslinker in the mixing capacity of the KUDR installation. The resulting gelling composition by the pumping unit is pumped through the tubing string into the well. After injecting a predetermined volume of the gel-forming composition, it is forced into the formation by a process fluid with a density corresponding to the well killing density, and a technological exposure to gel formation is carried out for a duration of 24 hours.
Производят закачку в скважину сольвента нефтяного в объеме 10 м3.An oil solvent is injected into the well in a volume of 10 m 3 .
Затем осуществляют закачку термохимического состава. Для получения 30 м3 термохимического состава используют 15 м3 водного раствора нитрита натрия при следующем содержании компонентов, мас. %: нитрит натрия - 16 (2,58 т), вода - 84 (13,5 т) и 15 м3 водного раствора инициатора реакции при следующем содержании компонентов, мас. %: сульфаминовая кислота - 20 (3,6 т), щелочной реагент - 8 (1,5 т), вода - 72 (12,9 т).Then carry out the injection of the thermochemical composition. To obtain 30 m 3 of thermochemical composition using 15 m 3 of an aqueous solution of sodium nitrite in the following components, wt. %: sodium nitrite - 16 (2.58 t), water - 84 (13.5 t) and 15 m 3 of an aqueous solution of the initiator of the reaction with the following content of components, wt. %: sulfamic acid - 20 (3.6 t), alkaline reagent - 8 (1.5 t), water - 72 (12.9 t).
После закачки запланированного объема гелеобразующей композиции (35 м3), углеводородного растворителя (10 м3) и термохимического состава (30 м3) осуществляют на скважине технологическую выдержку продолжительностью 24 ч, затем производят освоение скважины. Через 15 дней проводят исследования по определению дебита скважины по нефти и обводненности добываемой продукции.After injecting the planned volume of the gelling composition (35 m 3 ), hydrocarbon solvent (10 m 3 ) and thermochemical composition (30 m 3 ), technological exposure is carried out at the well for 24 hours, then the well is developed. After 15 days, studies are carried out to determine the flow rate of the well for oil and water cut in the produced products.
Результаты исследований скважины показывают, что дебит нефти увеличился на 5,5 т/сут, обводненность добываемой продукции снизилась на 22% (пример 12, табл. 2).Well research results show that oil production increased by 5.5 tons / day, water cut of produced products decreased by 22% (Example 12, Table 2).
Остальные примеры осуществления способа добычи высоковязкой нефти по второму варианту выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 2 (примеры 1-20).Other examples of the implementation of the high-viscosity oil production method in the second embodiment are performed similarly, their results are shown in table. 2 (examples 1-20).
Из табл. 2 видно, что после закачки указанных составов в добывающие скважины происходят увеличение дебита нефти в среднем на 4,76 т/сут и снижение обводненности добываемой продукции в среднем на 20,6%.From the table. Figure 2 shows that after these formulations are pumped into production wells, oil production increases by an average of 4.76 tons / day and the water cut of produced products decreases by an average of 20.6%.
Пример 3 (по третьему варианту). Для проведения опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной скважиной с интервалом перфорации пласта на глубине 1215,2-1221,8 м (6,6 м) и тремя добывающими скважинами, с среднесуточным дебитом нефти на одну добывающую скважину участка 1,7 т/сут, обводненностью 97%.Example 3 (in the third embodiment). For experimental work, a section was selected with one injection well with a perforation interval at a depth of 1215.2-1221.8 m (6.6 m) and three production wells, with an average daily oil production rate per production well of 1.7 t / day, water cut 97%.
Исходя из интервала перфорации, равного 6,6 м, рекомендуемый объем закачки гелеобразующей композиции составляет 40 м3, объем закачки термохимического состава - 30 м3, объем полимерной композиции - 20 м3.Based on the perforation interval of 6.6 m, the recommended injection volume of the gel-forming composition is 40 m 3 , the injection volume of the thermochemical composition is 30 m 3 , the volume of the polymer composition is 20 m 3 .
Непосредственно на устье скважины с использованием установки типа КУДР осуществляют приготовление и закачку гелеобразующей композиции при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,5, сшиватель - 0,05, вода - 98,45.Directly at the wellhead using a KUDR-type installation, the gel-forming composition is prepared and injected with the following content of components, wt. %: PAA - 0.5, crosslinker - 0.05, water - 98.45.
Для получения гелеобразующей композиции в объеме 40 м3 (40 т) используют порошкообразный ПАА - 0,2 т, соль хрома(III) - 0,02 т и воду - 39,78 т. Гелеобразующую композицию готовят непрерывно с одновременной дозировкой ПАА и сшивателя в смесительную емкость установки КУДР. Полученную гелеобразующую композицию насосным агрегатом по колонне НКТ закачивают в скважину. После закачки заданного объема гелеобразующего состава ее продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности глушения скважины, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч.To obtain a gelling composition in a volume of 40 m 3 (40 t), powdered PAA is used - 0.2 t, chromium (III) salt - 0.02 t and water - 39.78 t. A gelling composition is prepared continuously with a simultaneous dosage of PAA and a crosslinker into the mixing tank of the KUDR installation. The resulting gelling composition by the pumping unit is pumped through the tubing string into the well. After injecting a predetermined volume of the gelling composition, it is forced into the formation by a process fluid with a density corresponding to the well killing density, and a technological exposure to gelling lasting 24 hours is performed.
Производят закачку термохимического состава. Для получения 30 м3 термохимического состава используют 15 м3 водного раствора нитрита натрия при следующем содержании компонентов, мас. %: нитрит натрия - 16 (2,58 т), вода - 84 (13,5 т) и 15 м3 водного раствора инициатора реакции при следующем содержании компонентов, мас. %: сульфа-миновая кислота - 20 (3,6 т), щелочной реагент - 8 (1,5 т), вода - 72 (12,9 т).Thermochemical composition is injected. To obtain 30 m 3 of thermochemical composition using 15 m 3 of an aqueous solution of sodium nitrite in the following components, wt. %: sodium nitrite - 16 (2.58 t), water - 84 (13.5 t) and 15 m 3 of an aqueous solution of the initiator of the reaction with the following content of components, wt. %: sulfamic acid - 20 (3.6 t), alkaline reagent - 8 (1.5 t), water - 72 (12.9 t).
Затем производят приготовление и закачку полимерной композиции при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,3, регулятор вязкости - 0,03, вода - 99,45 непосредственно на устье скважины с использованием установки типа КУДР.Then make the preparation and injection of the polymer composition in the following components, wt. %: PAA - 0.3, viscosity regulator - 0.03, water - 99.45 directly at the wellhead using a KUDR type installation.
Для получения полимерной композиции в объеме 20 м3 (20 т) используют порошкообразный ПАА - 0,06 т, водный раствор соли хрома(III) - 0,006 т и воду - 19,934 т. Полимерную композицию готовят непрерывно с одновременной дозировкой ПАА и сшивателя в смесительную емкость установки КУДР. Полученную полимерную композицию насосным агрегатом по колонне НКТ закачивают в скважину. После закачки заданного объема полимерной композиции ее продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды.To obtain a polymer composition in a volume of 20 m 3 (20 t), powdered PAA is used - 0.06 t, an aqueous solution of chromium (III) salt - 0.006 t and water - 19.934 t. A polymer composition is prepared continuously with a simultaneous dosage of PAA and a crosslinker in a mixing capacity of the KUDR installation. The resulting polymer composition is pumped through a tubing string into a well. After injecting a predetermined volume of the polymer composition, it is pressed into the formation with a process fluid with a density corresponding to the density of the injected water.
После закачки запланированного объема гелеобразующей композиции (40 м3), термохимического состава (30 м3) и полимерной композиции (20 м3) возобновляют заводнение пластов. После проведения закачки составов в нагнетательную скважину среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину участка увеличился на 2,7 т/сут, обводненность снизилась на 20% (пример 14, табл. 3).After injection of the planned volume of the gel-forming composition (40 m 3 ), thermochemical composition (30 m 3 ) and polymer composition (20 m 3 ), waterflooding is resumed. After the compositions were pumped into the injection well, the average daily oil production rate per one production well of the section increased by 2.7 tons / day, the water cut decreased by 20% (Example 14, Table 3).
Остальные примеры осуществления способа добычи высоковязкой нефти по третьему варианту выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 3 (примеры 1-20).Other examples of the implementation of the high-viscosity oil production method in the third embodiment are performed similarly, their results are shown in table. 3 (examples 1-20).
Из табл. 3 видно, что после закачки указанных составов в нагнетательные скважины происходят увеличение среднесуточного дебита по нефти на одну добывающую скважину в среднем на 2,7 т/сут и снижение обводненности добываемой продукции в среднем на 13,7%.From the table. Figure 3 shows that after these formulations are pumped into injection wells, the average daily oil production rate per oil well increases by an average of 2.7 tons per day and the water cut of produced products decreases by an average of 13.7%.
Полученные результаты показывают, что в результате закачки указанных составов происходит перераспределение фильтрационных потоков в пласте и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, которое приводит к увеличению охвата пласта воздействием в 1,4-2,3 раза.The results show that, as a result of the injection of the indicated compositions, redistribution of the filtration flows in the formation and, as a result, the inclusion of previously unexposed oil-saturated zones of the formation, which leads to an increase in the coverage of the formation by 1.4-2.3 times, occurs.
Таким образом, предлагаемый способ позволяет повысить охват продуктивного пласта тепловым воздействием, подключить в разработку ранее неохваченные нефтенасыщенные низкопроницаемые зоны пласта, а также расширить технологические возможности способа, что в конечном итоге приводит к увеличению нефтеотдачи пласта.Thus, the proposed method allows to increase the coverage of the productive formation by heat, to connect previously unreached oil-saturated low-permeability zones of the formation, and also to expand the technological capabilities of the method, which ultimately leads to an increase in oil recovery.
Claims (9)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017108826A RU2652238C1 (en) | 2017-03-16 | 2017-03-16 | Method of thermochemical processing of oil pool (options) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017108826A RU2652238C1 (en) | 2017-03-16 | 2017-03-16 | Method of thermochemical processing of oil pool (options) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2652238C1 true RU2652238C1 (en) | 2018-04-25 |
Family
ID=62045328
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017108826A RU2652238C1 (en) | 2017-03-16 | 2017-03-16 | Method of thermochemical processing of oil pool (options) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2652238C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2721200C1 (en) * | 2019-12-09 | 2020-05-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for thermo-chemical treatment of oil reservoir |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5183581A (en) * | 1990-08-24 | 1993-02-02 | Petroleo Brasileiro S.A. | Process for the dewaxing of producing formations |
| RU2146725C1 (en) * | 1998-03-06 | 2000-03-20 | Институт химии нефти СО РАН | Composition for removal of asphaltenes, tars, and paraffins form oil- field equipment |
| RU2203411C1 (en) * | 2002-01-03 | 2003-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЮганскНИПИнефть" | Thermochemical compound to remove asphalt-resin-paraffin deposits |
| RU2234590C1 (en) * | 2003-10-06 | 2004-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for isolating well against water influx |
| RU2373385C1 (en) * | 2008-02-01 | 2009-11-20 | Виктор Николаевич Гусаков | Method for treatment of well bottom zones of production wells |
| RU2525386C2 (en) * | 2012-11-26 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Thermal gas chemical composition and its application for well bottom and remote zones of productive stratum |
-
2017
- 2017-03-16 RU RU2017108826A patent/RU2652238C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5183581A (en) * | 1990-08-24 | 1993-02-02 | Petroleo Brasileiro S.A. | Process for the dewaxing of producing formations |
| RU2146725C1 (en) * | 1998-03-06 | 2000-03-20 | Институт химии нефти СО РАН | Composition for removal of asphaltenes, tars, and paraffins form oil- field equipment |
| RU2203411C1 (en) * | 2002-01-03 | 2003-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЮганскНИПИнефть" | Thermochemical compound to remove asphalt-resin-paraffin deposits |
| RU2234590C1 (en) * | 2003-10-06 | 2004-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for isolating well against water influx |
| RU2373385C1 (en) * | 2008-02-01 | 2009-11-20 | Виктор Николаевич Гусаков | Method for treatment of well bottom zones of production wells |
| RU2525386C2 (en) * | 2012-11-26 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Thermal gas chemical composition and its application for well bottom and remote zones of productive stratum |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2721200C1 (en) * | 2019-12-09 | 2020-05-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for thermo-chemical treatment of oil reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102952531B (en) | Surfactant for displacing oil of offshore oilfield and preparation method thereof | |
| EP0474284A1 (en) | Method for modifying the permeability of an underground formation | |
| CN102533240B (en) | High-temperature oil reservoir composite modifying and flooding agent and preparing method and application thereof | |
| RU2652238C1 (en) | Method of thermochemical processing of oil pool (options) | |
| US4140183A (en) | Micellar flooding process for heterogeneous reservoirs | |
| RU2610958C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| RU2721200C1 (en) | Method for thermo-chemical treatment of oil reservoir | |
| RU2288358C2 (en) | Method for processing bottomhole zone of formation composed of carbonate rocks with oil resources complicated to extract | |
| RU2618547C1 (en) | Development method of carbonate oil formation (options) | |
| US3859107A (en) | Method of selectively stimulating oil wells, compositions therefor, and methods of making such compositions | |
| EP0136773A2 (en) | Composition for cross-linking carboxyl polymers and the use thereof in treating subterranean formations | |
| US3421585A (en) | Liquid preflush composition and use thereof in acidizing earth formations | |
| US7475727B2 (en) | Methods of improving conformance control in fractured hydrocarbon reservoirs | |
| RU2610961C1 (en) | Justification method of input profile in injection well | |
| CN1030118A (en) | Improve the method that steam flooding improves crude yield with the branched alkyl aromatic sulphonate | |
| US3830301A (en) | Miscible flooding process using methane-enriched soluble oil | |
| RU2704168C1 (en) | Method of water influx isolation in well | |
| CN106753305A (en) | A kind of low permeability oil field low damage compound displacement system and preparation method thereof | |
| RU2644365C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation | |
| RU2291959C1 (en) | Method for processing face zone of oil pool | |
| US4298479A (en) | Secondary recovery process utilizing thickened water | |
| US11739620B1 (en) | Methodology to improve the efficiency of gravity drainage CO2 gas injection processes | |
| RU2782666C1 (en) | Method for intensifying oil production from a dense and low-permeable reservoir | |
| US3722590A (en) | Method of mobility control in miscible displacement process | |
| RU2192541C2 (en) | Method of fresh water shutoff in wells of deposits of high-viscosity oils and native bitumens |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180627 Effective date: 20181217 |