RU2721200C1 - Способ термохимической обработки нефтяного пласта - Google Patents

Способ термохимической обработки нефтяного пласта Download PDF

Info

Publication number
RU2721200C1
RU2721200C1 RU2019140188A RU2019140188A RU2721200C1 RU 2721200 C1 RU2721200 C1 RU 2721200C1 RU 2019140188 A RU2019140188 A RU 2019140188A RU 2019140188 A RU2019140188 A RU 2019140188A RU 2721200 C1 RU2721200 C1 RU 2721200C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
composition
acid
thermochemical
polymer composition
fresh water
Prior art date
Application number
RU2019140188A
Other languages
English (en)
Inventor
Марат Ракипович Хисаметдинов
Антон Николаевич Береговой
Рафгат Зиннатович Ризванов
Зильфира Мунаваровна Ганеева
Алексей Владиславович Федоров
Динис Вильсурович Нуриев
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2019140188A priority Critical patent/RU2721200C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2721200C1 publication Critical patent/RU2721200C1/ru

Links

Classifications

    • 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
    • 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
    • C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific 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
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
    • 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

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам термохимической обработки нефтяного пласта. Способ термохимической обработки нефтяного пласта включает одновременную или последовательную закачку двух водных растворов, представляющих собой термохимический состав, в объемном соотношении 1:1. Первый водный раствор содержит компоненты, мас. %: нитрат аммония - 30-40, сульфаминовая кислота - 8-12, гидрокарбонат аммония - 5-10, вода пресная - остальное, второй - нитрит натрия с концентрацией 40-45 мас. %. После закачки водных растворов осуществляют последовательную закачку кислотного состава, содержащего ингибированную соляную кислоту с концентрацией 60 мас. %, сульфаминовую кислоту - 2 мас. %, уксуснокислый аммоний - 3 мас. %, неонол АФ9-12 - 0,15 мас. %, воду пресную - остальное, и высоковязкого полимерного состава. Высоковязкий полимерный состав включает компоненты, мас. %: полиакриламид - 0,1-0,6, 10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов - 0,1-0,6, воду пресную - остальное. Термохимический состав, кислотный состав и высоковязкий полимерный состав закачивают в объемном соотношении 1:(0,5-2):(0,5-1), продавливают их в пласт водой, останавливают скважину на технологическую выдержку продолжительностью 4 ч и возобновляют заводнение. Для высокоприёмистых скважин до закачки термохимического состава осуществляют закачку высоковязкого полимерного состава при их объемном соотношении 1:(1-3). За счет увеличения охвата пласта воздействием и подключения низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков увеличивается нефтеотдача, снижается обводненность добываемой продукции. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.

Description

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам термохимической обработки нефтяного пласта.
Известен способ термохимической обработки продуктивного пласта (патент RU № 2219332, МПК Е21В 43/22, Е21В 43/25, опубл. 20.12.2003 г., бюл. № 35), включающий закачку через колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в зону обработки пласта горюче-окислительного состава (ГОС), содержащего комплексное органическое соединение с азотной кислотой, селитру и воду, а затем доставку в зону его расположения инициатора горения (ИГ) – борогидрида щелочного металла. В качестве указанного комплексного соединения используют этаноламиннитрат, а указанный борогидрид, по крайней мере, один из ряда лития, натрия, калия – в виде спрессованного в таблетки его порошка, покрытые парафином или канифолью, в количестве 2-50 % от массы ГОС при следующем соотношении компонентов в ГОС, маc. %: этаноламиннитрат – 40-82, селитра 1,0-20, вода – 15,0-50.
Недостатками известного способа являются сложность его применения в промысловых условиях из-за повышенной взрывоопасности используемого в способе этаноламиннитрата, а также недостаточная эффективность ИГ из-за ограниченной площади соприкосновения указанного инициатора и ГОС.
Известен способ термохимической обработки нефтяного пласта (патент RU № 2401941, МПК Е21В 43/22, Е21В 43/24, С09К 8/524, опубл. 20.10.2010 г., бюл. № 29), включающий раздельную закачку компонентов ГОС и ИГ по двум коаксиально расположенным относительно друг друга НКТ, при этом конец внешней НКТ опущен ниже конца внутренней НКТ на расстояние, достаточное для обеспечения времени контакта ГОС и ИГ в реакционном объеме, ГОС подают в обрабатываемую зону нефтяного пласта через кольцевое пространство между внешней и внутренней НКТ, ИГ подают по внутренней НКТ. В качестве ГОС используют водный раствор c 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, воду – остальное.
Недостатками известного способа являются низкая эффективность из-за ограниченной зоны обработки пласта, сложности процесса доставки растворов реагентов в зону реакции, а также сложность приготовления растворов с необходимыми параметрами в промысловых условиях.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта (патент RU № 2451169, МПК Е21В 43/22, Е21В 43/27, С09К 8/74, С09К 8/94, опубл. 20.05.2012 г., бюл. № 14), включающий циклическую закачку газогенерирующего и кислотного реагентов. В качестве газогенерирующего реагента используют водный раствор мочевины с нитритом натрия, содержащий, мас. %: мочевина – 28,4-38,4, нитрит натрия – 18,2-27,6, вода – остальное. В качестве кислотного реагента используют водный раствор неорганической кислоты с поверхностно-активным веществом, стабилизатором железа и флотореагентом, содержащий, мас. %: неорганическая кислота – 5,2-60,9, поверхностно-активное вещество – 2,4-3,5, стабилизатор железа – 1,4-2,3, флотореагент – 7,0-11,4, вода – остальное. Причем соотношение газогенерирующего и кислотного реагентов составляет 1:(1-3), а после закачки реагентов проводят выдержку.
Недостатком известного способа является низкая эффективность из-за недостаточного разогрева термохимической смеси.
Известны термохимический состав и способ его применения для обработки призабойной зоны и удаленной зоны продуктивного пласта (патент RU № 2525386, МПК Е21В 43/24, С09К 8/592, опубл. 10.08.2014 г., бюл. № 22), включающий последовательную закачку в скважину термогазохимического состава, содержащего ГОС и инициатор реакции. Используют ГОС, содержащий, мас. %: аммиачную селитру – 15-50, нитрит натрия – 15-40, стабилизатор – 0-2, эмульгатор – 0,1-2, нефть – 10-25, воду – остальное; и инициатор реакции, представляющий собой 15-37 %-ный раствор неорганической кислоты или ГОС, содержащий, мас. %: аммиачную селитру – 15-50, нитрит натрия – 15-40, стабилизатор – 0-2, – загуститель – 0,1-0,5, воду – остальное и инициатор реакции, представляющий собой 15-100 %-ный раствор или эмульсию органической кислоты в углеводородной среде.
Недостатком известного способа является низкая эффективность из-за недостаточного охвата пласта термическим воздействием вследствие того, что в пласте не происходит полное перемешивание оторочек ГОС и инициатора реакции. Термохимическая реакция протекает лишь на границе соприкосновения оторочек друг с другом, основная часть состава остается в пласте непрореагировавшей.
Наиболее близким по технической сущности является способ термохимической обработки призабойной зоны пласта (патент RU № 2587203, МПК E21B 43/245, E21B 43/22, С09К 8/524, опубл. 20.06.2016 г., бюл. № 17), включающий закачку на забой скважины двух водных растворов, первый из которых содержит нитрат аммония, кислоту лимонную и карбонат натрия при соотношении компонентов, мас. %: нитрат аммония – 48-54, кислота лимонная – 2,9-3,4, карбонат натрия – 2,3-3,0, вода пресная – остальное, а второй– нитрит натрия – 40-45 мас. %, причем закачку указанных растворов осуществляют параллельно или последовательно в объемах, обеспечивающих стехиометрическое взаимодействие нитрита натрия с нитратом аммония и лимонной кислотой.
Недостатками способа являются низкая эффективность термохимической обработки призабойной зоны пласта из-за низкого охвата пласта воздействием и отсутствия подключения низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков, а также увеличение обводненности добываемой продукции.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности термохимической обработки нефтяного пласта за счет увеличения охвата пласта воздействием, подключения низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков, увеличение нефтеотдачи, снижение обводненности добываемой продукции, а также расширение технологических возможностей способа.
Технические задачи решаются способом термохимической обработки нефтяного пласта, включающим одновременную или последовательную закачку двух водных растворов, представляющих собой термохимический состав, первый из которых содержит нитрат аммония, а второй – нитрит натрия с концентрацией 40-45 мас. %.
Новым является то, что первый раствор дополнительно содержит кислоту сульфаминовую и гидрокарбонат аммония при соотношении компонентов, мас. %:
нитрат аммония 30-40
сульфаминовая кислота 8-12
гидрокарбонат аммония 5-10
вода пресная остальное,
причем указанные водные растворы закачивают в объемном соотношении 1:1, после закачки водных растворов осуществляют последовательную закачку кислотного состава, содержащего ингибированную соляную кислоту с концентрацией 60 мас. %, сульфаминовую кислоту –2 мас. %, уксуснокислый аммоний – 3 мас. %, неонол АФ9-12 – 0,15 мас. %, воду пресную – остальное, и высоковязкого полимерного состава, содержащего полиакриламид и 10 %-ый раствор хромокалиевых квасцов при соотношении компонентов высоковязкого полимерного состава, мас. %:
полиакриламид 0,1-0,6
10 %-ый раствор хромокалиевых квасцов 0,1-0,6
вода пресная остальное,
при этом указанные термохимический состав, кислотный состав и высоковязкий полимерный состав закачивают в объемном соотношении 1:(0,5-2):(0,5-1), продавливают их в пласт водой, останавливают скважину на технологическую выдержку продолжительностью 4 ч и возобновляют заводнение.
Также новым является то, что для высокоприёмистых скважин до закачки термохимического состава осуществляют закачку высоковязкого полимерного состава при их объемном соотношении 1:(1-3).
Для осуществления способа термохимической обработки нефтяного пласта используют:
- нитрит натрия (NaNO2), выпускаемый по ГОСТ 19906-74;
- нитрат аммония (NH4NO3), выпускаемый по ГОСТ 2-2013;
- сульфаминовую кислоту (NH2SO3H), которая является кислотой средней силы с молекулярной массой 97,1, и представляет собой хорошо растворимые белые негигроскопические кристаллы без запаха;
- гидрокарбонат аммония (NH4HCO3), представляющий неорганическое соединение – кислую соль аммония и угольной кислоты, по внешнему виду бесцветные кристаллы, хорошо растворимые в воде, со слабым запахом аммиака.
- полиакриламид – синтетический полимер акрилового ряда отечественного или импортного производства, представляющий собой белый порошок с молекулярной массой от 5 млн. D до 12 млн. D и степенью гидролиза от 5 до 20 %;
- 10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов; хромокалиевые квасцы (KCr(SO4)2⋅12H2O), представляющие кристаллогидрат неорганического соединения – соли металлов калия и хрома и серной кислоты, по внешнему виду темно-фиолетовые кристаллы, хорошо растворимые в воде, используют 10 %-ый раствор хромокалиевых квасцов, полученный путем растворения хромкалиевых квасцов в пресной воде;
- уксуснокислый аммоний (CH3COONH4), представляющий органическое соединение – соль аммония и органической уксусной кислоты, по внешнему виду бесцветные кристаллы, хорошо растворимые в воде, со слабым запахом аммиака.
- Неонол АФ9-12, представляющий неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ) – оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12.
- воду пресную (с минерализацией не более 1 г/дм3).
- кислотный состав, который содержит ингибированную соляную кислоту с концентрацией 60 мас. % (представляющую собой жидкость от бесцветного до желтого цвета с плотностью 1108-1119 кг/м3 и массовой долей хлористого водорода 22-24 %); сульфаминовую кислоту –2 мас. %, уксуснокислый аммоний – 3 мас. %, неонол АФ9-12 – 0,15 мас. %, воду пресную – остальное (патент RU № 2618547, МПК Е21В 33/138, Е21В 43/12, опубл. 04.05.2017 г., бюл. № 13).
Предлагаемый термохимический способ обработки нефтяного пласта позволяет мобилизовать остаточные запасы нефти за счет снижения вязкости нефти вследствие термохимической реакции. В основе способа используется термохимическая (экзотермическая) реакция между нитритом натрия и нитратом аммония (1):
NaNO2+NH4NO3→N2+NaNO3+2H2O (1)
Данная реакция имеет температурный барьер начала протекания реакции. Для повышения температуры реакционной смеси авторы используют термохимическую реакцию между нитритом натрия и сульфаминовой кислотой. При этом для увеличения растворимости сульфаминовой кислоты в водном растворе и повышения теплового эффекта используют сульфаминовую кислоту и гидрокарбонат аммония. Гидрокарбонат аммония вступает в реакцию с сульфаминовой кислотой с образованием аммонийной соли – сульфамата аммония (2):
NH4HСО3+2NH2SO3Н→2NH4NH2SO3+H2O+СO2 (2)
Образующийся сульфамат аммония реагирует с нитритом натрия (3):
NH4NH2SO3+2NaNO2→Na2SO4+3Н2O+2N2 (3)
Причем указанная реакция протекает медленно, что позволяет проводить одновременную или последовательную закачку двух водных растворов, представляющих термохимический состав, без существенных потерь теплоты, тем самым увеличивая эффективность термохимического воздействия.
Используемый кислотный состав (по патенту RU № 2618547, МПК Е21В 33/138, Е21В 43/12, опубл. 04.05.2017 г., бюл. № 13) является катализатором реакции (3). При этом ускорение реакции происходит по цепному механизму, что не требует гомогенного смешения термохимического и кислотного составов. Указанный кислотный состав закачивается после термохимического состава, что позволяет осуществлять термохимическую реакцию непосредственно в пласте. Дополнительно кислотный состав за счет растворения карбонатной составляющей породы улучшает приемистость низкопроницаемых пропластков.
За счет применения высоковязкого полимерного состава достигается снижение проницаемости обводненных высокопроницаемых пропластков и увеличение охвата пласта воздействием. Кроме того, применение высоковязкого полимерного состава позволяет выровнить фронт вытеснения мобилизованной нефти.
Закачку оторочек в пласт осуществляют с использованием насосных агрегатов типа ЦА-320 и установки КУДР следующим образом.
В пласт закачивают два водных раствора, представляющих собой термохимический состав, первый из которых содержит нитрат аммония 30-40 мас. %, сульфаминовую кислоту 8-12 мас. %, гидрокарбонат аммония 5-10 мас. %, воду пресную – остальное, а второй – нитрит натрия с концентрацией 40-45 мас. %.
Причем закачку указанных водных растворов осуществляют в объемном соотношении 1:1.
Указанные водные растворы, представляющие термохимический состав, готовят на базе по приготовлению химических составов путем перемешивания в реакторе компонентов растворов с пресной водой до их полного растворения. Готовые растворы доставляют на скважину в автоцистернах.
Приготовленные водные растворы с помощью двух насосных агрегатов закачивают одновременно (через тройник) или последовательно по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) через нагнетательную скважину в пласт.
После закачки водных растворов осуществляют последовательную закачку кислотного состава и высоковязкого полимерного состава. Кислотный состав содержит ингибированную соляную кислоту с концентрацией 60 мас. %, сульфаминовую кислоту –2 мас. %, уксуснокислый аммоний – 3 мас. %, неонол АФ9-12 – 0,15 мас. %, воду пресную – остальное. Высоковязкий полимерный состав содержит полиакриламид (ПАА) и 10 %-ый раствор хромокалиевых квасцов при соотношении компонентов, мас. %:
полиакриламид 0,1-0,6
10 %-ый раствор хромокалиевых квасцов 0,1-0,6
вода пресная остальное.
Кислотный состав готовят на базе по приготовлению химических составов путем перемешивания в реакторе компонентов состава с пресной водой до их полного растворения. Готовый раствор доставляют на скважину в автоцистерне.
Высоковязкий полимерный состав готовят в смесительной ёмкости путём подачи ПАА шнековым дозатором, 10 %-ного водного раствора хромокалиевых квасцов струйным насосом и воды. Предварительно на базе по приготовлению химических реагентов готовят 10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов путем их растворения в пресной воде. Готовый 10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов доставляют на скважину в автоцистерне.
Приготовленные кислотный состав и высоковязкий полимерный состав закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину.
При этом указанные термохимический состав, кислотный состав и высоковязкий полимерный состав закачивают в объемном соотношении 1:(0,5-2):(0,5-1).
Для высокоприёмистых скважин с приемистостью от 201 м3/сут до закачки термохимического состава осуществляют закачку высоковязкого полимерного состава при их объемном соотношении 1:(1-3).
После окончания закачки запланированный объём составов продавливают в пласт закачиваемой водой в объёме 15 м3. Останавливают скважину на технологическую выдержку продолжительностью 4 ч. Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.
Пример конкретного выполнения (см. пример 1. табл. 1).
Закачку составов в пласт осуществляют с использованием насосных агрегатов типа ЦА-320 и установки КУДР следующим образом.
В пласт закачивают термохимический состав, содержащий два водных раствора, первый из которых содержит нитрат аммония 30 мас. %, сульфаминовую кислоту 8 мас. %, гидрокарбонат аммония 5 мас. %, воду пресную – 57 мас. %, а второй – нитрит натрия с концентрацией 40 мас %.
Общий объем термохимического состава составляет 10 м3, объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, объем первого водного раствора составляет 5 м3, второго водного раствора – 5 м3.
Первый раствор термохимического состава готовится на базе по приготовлению химических составов путем перемешивания в реакторе нитрата аммония, сульфаминовой кислоты и гидрокарбоната аммония с пресной водой до их полного растворения.
Второй раствор термохимического состава готовится на базе по приготовлению химических составов путем перемешивания в реакторе нитрита натрия с пресной водой до его полного растворения.
Готовые водные растворы доставляются на скважину в автоцистернах.
Приготовленные растворы с помощью двух насосных агрегатов закачиваются одновременно через тройник по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) через нагнетательную скважину в пласт.
После осуществляют последовательную закачку кислотного состава (КС), содержащего ингибированную соляную кислоту, сульфаминовую кислоту, уксуснокислый аммоний и Неонол АФ9-12, при соотношении компонентов, мас. %:
ингибированная соляная кислота 60
сульфаминовая кислота 2,0
уксуснокислый аммоний 3,0
неонол АФ9-12 0,15
вода пресная 34,85,
и высоковязкого полимерного состава (ВПС- 1), содержащего полиакриламид (ПАА) и 10 %-ый раствор хромокалиевых квасцов (ХКК) при соотношении компонентов, мас. %:
полиакриламид 0,1
10 %-ый раствор хромокалиевых квасцов 0,1
вода пресная 99,8.
Кислотный состав готовится на базе по приготовлению химических составов путем перемешивания в реакторе ингибированной соляной кислоты, сульфаминовой кислоты, уксуснокислого аммония и Неонола АФ9-12 с пресной водой до их полного растворения. Готовый раствор доставляется на скважину в автоцистерне.
Высоковязкий полимерный состав готовится в смесительной ёмкости путём подачи ПАА шнековым дозатором с концентрацией 0,1 мас. %, 10 %-ного водного раствора хромокалиевых квасцов струйным насосом с концентрацией 0,1 мас % (0,01 % в пересчете на хромокалиевые квасцы) и пресной воды. Предварительно на базе по приготовлению химических реагентов готовят 10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов, путем их растворения в пресной воде. Готовый раствор хромокалиевых квасцов доставляют на скважину в автоцистерне.
Приготовленные кислотный состав и высоковязкий полимерный состав закачиваются в пласт по колонне НКТ через нагнетательную скважину.
Объем кислотного состава составляет 5 м3, объем высоковязкого полимерного состава составляет 5 м3, при этом объемное соотношение термохимического состава, кислотного состава и высоковязкого полимерного состава составляет 1:0,5:0,5.
После окончания закачки запланированный объём оторочек продавливают в пласт закачиваемой водой в объёме 15 м3. Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение. Останавливают скважину на технологическую выдержку продолжительностью 4 ч. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.
Результаты исследований показывают, что произошло перераспределение фильтрационных потоков: первый пропласток стал принимать 80 м3/сут, второй пропласток – 90 м3/сут, приемистость изменилась с 200 м3/сут при давлении 8,0 МПа до 170 м3/сут при давлении 10,8 МПа (пример 1, табл. 2), давление закачки увеличилось на 35 %, средняя обводненность добываемой продукции снизилась на 3,1 %, дебит нефти по участку увеличился на 3,8 т /сут (пример 1, табл. 3).
Остальные примеры осуществления способа термохимической обработки нефтяного пласта выполняют аналогично, примеры и результаты исследований приведены в табл. 1-3. Для высокоприёмистых скважин с приемистостью от 201 м3/сут (примеры 19-36) до закачки термохимического состава осуществляют закачку высоковязкого полимерного состава (ВПС-2) при объемном соотношении 1:(1-3).
Давление закачки увеличилось в среднем на 30,4 %, обводненность добываемой продукции снизилась в среднем на 3,6 %, средний дебит по нефти увеличился на 3,2 т/сут (табл. 2, 3).
Полученные результаты показывают, что происходит перераспределение фильтрационных потоков в пласте и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта, которые приводят к увеличению охвата пласта воздействием в 1,5–1,7 раза.
Таким образом, предлагаемый способ термохимической обработки нефтяного пласта позволяет повысить эффективность термохимической обработки нефтяного пласта за счет увеличения охвата пласта воздействием и подключения низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков, увеличить нефтеотдачу, снизить обводненность добываемой продукции, а также расширяет технологические возможности способа.
.
Таблица 1
№
при
мера		 Высоковязкий полимерный состав
(ВПС-2), мас. %		 Термохимический состав (ТХС), мас. % Кислотный состав (КС), мас. % Высоковязкий полимерный состав
(ВПС-1), мас. %
Первый раствор Второй раствор
ПАА ХКК Вода пресная Нитрат аммония Сульфам.
к-та		 Гидро
кар
бонат аммония		 Вода пресная Нитрит натрия Вода пресная Ингиб. соляная к-та Сульфамин.
к-та		 Уксусно-кислый аммоний Неонол АФ9-12 Вода пресная ПАА ХКК Вода пресная
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
1 - - - 30 8 5 57 40 60 60 2 3 0,15 34,85 0,1 0,1 99,8
2 - - - 35 10 7,5 47,5 42,5 57,5 60 2 3 0,15 34,85 0,2 0,2 99,6
3 - - - 40 12 10 38 45 55 60 2 3 0,15 34,85 0,6 0,6 98,8
4 - - - 30 10 5 55 40 60 60 2 3 0,15 34,85 0,1 0,2 99,7
5 - - - 30 12 10 48 42,5 57,5 60 2 3 0,15 34,85 0,2 0,1 99,7
6 - - - 35 8 7,5 49,5 45 55 60 2 3 0,15 34,85 0,6 0,1 99,3
7 - - - 35 12 10 43 40 60 60 2 3 0,15 34,85 0,1 0,6 99,3
8 - - - 40 8 7,5 44,5 42,5 57,5 60 2 3 0,15 34,85 0,2 0,6 99,2
9 - - - 40 10 5 45 45 55 60 2 3 0,15 34,85 0,6 0,2 99,2
10 - - - 30 8 7,5 54,5 45 55 60 2 3 0,15 34,85 0,2 0,6 99,2
11 - - - 35 10 5 50 40 60 60 2 3 0,15 34,85 0,2 0,1 99,7
12 - - - 40 12 7,5 40,5 42,5 57,5 60 2 3 0,15 34,85 0,2 0,2 99,6
13 - - - 30 10 7,5 52,5 45 55 60 2 3 0,15 34,85 0,1 0,6 99,3
14 - - - 30 12 7,5 50,5 40 60 60 2 3 0,15 34,85 0,1 0,2 99,7
15 - - - 35 8 5 52 42,5 57,5 60 2 3 0,15 34,85 0,1 0,1 99,8
16 - - - 35 12 5 48 45 55 60 2 3 0,15 34,85 0,6 0,1 99,3
17 - - - 40 8 5 47 40 60 60 2 3 0,15 34,85 0,6 0,2 99,2
18 - - - 40 10 10 40 42,5 57,5 60 2 3 0,15 34,85 0,6 0,6 98,8
19 0,1 0,1 99,8 30 8 5 57 40 60 60 2 3 0,15 34,85 0,1 0,1 99,8
20 0,2 0,2 99,6 35 10 7,5 47,5 40 60 60 2 3 0,15 34,85 0,2 0,2 99,6
21 0,6 0,6 98,8 40 12 10 38 40 60 60 2 3 0,15 34,85 0,6 0,6 98,8
22 0,1 0,2 99,7 30 10 5 55 42,5 57,5 60 2 3 0,15 34,85 0,1 0,2 99,7
23 0,2 0,1 99,7 30 12 10 48 42,5 57,5 60 2 3 0,15 34,85 0,2 0,1 99,7
24 0,6 0,1 99,3 35 8 7,5 49,5 42,5 57,5 60 2 3 0,15 34,85 0,6 0,1 99,3
25 0,1 0,6 99,3 35 12 10 43 42,5 57,5 60 2 3 0,15 34,85 0,1 0,6 99,3
26 0,2 0,6 99,2 40 8 7,5 44,5 45 55 60 2 3 0,15 34,85 0,2 0,6 99,2
27 0,6 0,2 99,2 40 10 5 45 45 55 60 2 3 0,15 34,85 0,6 0,2 99,2
28 0,2 0,6 99,2 30 8 10 52 45 55 60 2 3 0,15 34,85 0,2 0,6 99,2
29 0,2 0,1 99,7 35 10 5 50 45 55 60 2 3 0,15 34,85 0,2 0,1 99,7
Продолжение таблицы 1
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
30 0,2 0,2 99,6 40 12 7,5 40,5 42,5 57,5 60 2 3 0,15 34,85 0,2 0,2 99,6
31 0,1 0,6 99,3 30 10 10 50 45 55 60 2 3 0,15 34,85 0,1 0,6 99,3
32 0,1 0,2 99,7 30 12 7,5 50,5 45 55 60 2 3 0,15 34,85 0,1 0,2 99,7
33 0,1 0,1 99,8 35 8 5 52 45 55 60 2 3 0,15 34,85 0,1 0,1 99,8
34 0,6 0,1 99,3 35 12 7,5 45,5 45 55 60 2 3 0,15 34,85 0,6 0,1 99,3
35 0,6 0,2 99,2 40 8 10 42 42,5 57,5 60 2 3 0,15 34,85 0,6 0,2 99,2
36 0,6 0,6 98,8 40 10 7,5 42,5 42,5 57,5 60 2 3 0,15 34,85 0,6 0,6 98,8
Таблица 2
Номер участка нагн. скважины Перфорированнная толщина пласта, м
Работающая толщина пласта
(до закачки), м		 Приёмистость нагнетательной скважины при давлении закачки, м3/сут / МПа Номер примера из табл.1 Объёмы первого и второго водных растворов ТХС, м3 Объемное соотношение первого и второго водных растворов Порядок закачки первого и второго растворов Объём ТХС,
м3 		Объем КС,
м3 		Объем ВПС-2, м3 Объем ВПС-1, м3 Объемное соотношение
составов ТХС:КС:ВПС-1/ ТХС:ВПС-2		 Изменение давления закачки, %
до
закачки		 после
закачки		 Первый раствор Второй раствор
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
1 1668,5-1678,9
1668,5-1672,4
1672,4-1678,9		 200 / 8,0
180
20		 170 / 10,8
80
90		 1 5 5 1:1 одновременно 10 5 - 5 1:0,5:0,5 35
2 898,0-923,0
898,0-911,0
911,0-923,0		 100 / 7,5
0
100		 100 / 10,4
45
55		 2 30 30 1:1 последовательно 60 30 - 45 1:0,5:0,75 39
3 1234,8-1245,2
1234,8-1236,5
1236,5-1238,2
1238,2-1245,2		 125 / 6,9
75
0
50		 100 / 9,8
35
30
35		 3 8 8 1:1 последовательно 16 8 - 16 1:0,5:1 42
4 1144,9-1167,0
1144,9-1155,6
1155,6-1167,0		 200 / 8,0
150
50		 200 / 10,0
80
120		 4 10 10 1:1 последовательно 20 20 - 10 1:1:0,5 25
5 1875,6-1887,3
1875,6-1879,5
1879,5-1887,3		 100 / 6,0
0
190		 100 / 8,1
100
69		 5 25 25 1:1 одновременно 50 50 - 37,5 1:1:0,75 35
6 908,3-919,5
908,3-915,1
915,1-919,5		 150 / 7,2
250
0		 150 / 9,8
100
92		 6 7,5 7,5 1:1 одновременно 15 15 - 15 1:1:1 36
7 1875,6-1885,4
1875,6-1880,5
1880,5-1885,4		 125 / 8,5
100
0		 125 / 10,2
90
35		 7 15 15 1:1 одновременно 30 60 - 15 1:2:0,5 20
8 1874,0-1884,0
1874,0-1879,5
1879,5-1884,0		 200 / 7,0
0
150		 200 / 9,5
70
60		 8 10 10 1:1 одновременно 20 40 - 15 1:2:0,75 36
Продолжение таблицы 2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
9 1134,3-1142,4
1134,3-1136,1
1136,1-1139,2
1139,2-1142,4		 100 / 7,5
75
25
0		 100 / 10,4
50
25
25		 9 12 12 1:1 одновременно 24 48 - 24 1:2:1 39
10 1696,2-1708,4
1696,2-1699,3
1699,3-1708,4		 125 / 8,0
0
125		 125 / 10,8
70
55		 10 6 6 1:1 последовательно 12 6 - 6 1:0,5:0,5 35
11 1662,7-1668,5
1662,7-1665,4
1665,4-1668,5		 200 / 8,5
150
50		 200 / 10,7
90
110		 11 5 5 1:1 одновременно 10 5 - 7,5 1:0,5:0,75 26
12 1870,0-1881,3
1870,0-1878,5
1878,5-1880,3		 150 / 8,0
150
0		 150 / 10,9
75
75		 12 11 11 1:1 последовательно 22 11 - 22 1:0,5:1 24
13 965,2-976,3
966,2-968,5
968,5-974,3
974,3-976,3		 200 / 7,5
80
110
0		 200 / 10,2
65
75
60		 13 20 20 1:1 одновременно 40 40 - 40 1:1:1 36
14 1870,6-1898,3
1870,6-1879,5
1879,5-1885,4
1885,4-1898,3		 125 / 8,5
125
0
0		 125 / 11,3
60
40
25		 14 21 21 1:1 последовательно 40 40 - 80 1:1:2 33
15 1650,8-1673,5
1650,8-1657,2
1657,2-1670,7
1670,7-1673,5		 200 / 7,2
120
80
0		 200 / 9,2
90
70
40		 15 12 12 1:1 последовательно 24 24 - 24 1:1:1 28
16 950,0-970,5
950,0-965,5
965,5-968,2
968,2-970,5		 150 / 8,7
0
150
0		 150 / 10,8
60
90
50		 16 10 10 1:1 последовательно 20 20 - 20 1:1:1 24
17 1365,8-1387,5
1365,8-1379,5
1379,5-1382,5
1382,5-1384,7
1384,7-1387,5		 200 / 8,5
0
100
60
40		 210 / 11,7
80
40
40
50		 17 10 10 1:1 последовательно 20 20 - 20 1:1:1 38
Продолжение таблицы 2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
18 1365,8-1384.7
1365,8-1379,5
1379,5-1382,5
1382,5-1384,7		 150 / 7,5
75
75
0		 150 / 10,0
65
50
35		 18 15 15 1:1 одновременно 30 60 - 30 1:2:1 33
19 1259,6-1265,4
1259,6-1262,5
1262,5-1264,7
1264,7-1265,0
1265,0-1265,4		 600 / 10,0
100
0
250
250		 600 / 12,5
100
200
100
200		 19 9 9 1:1 одновременно 18 9 18 9 1:0,5:0,5 / 1:1 25
20 1263,2-1275,2
1263,2-1268,7
1268,7-1270,6
1270,6-1273,3
1273,3-1275,2		 201 / 6,5
120
081
0
0		 200 / 8,5
65
75
30
30		 20 12 12 1:1 последовательно 24 12 48 18 1:0,5:0,75 / 1:2 31
21 1365,8-1387,5
1365,8-1379,5
1379,5-1382,5
1382,5-1384,7
1384,7-1387,5		 350 / 8,0
120
100
130
0		 290 / 10,0
90
80
60
60		 21 20 20 1:1 последовательно 40 20 120 40 1:0,5:1 / 1:3 25
22 1259,6-1265,4
1259,6-1262,5
1262,5-1264,7
1264,7-1265,0
1265,0-1265,4		 600 / 10,0
100
0
120
200		 370 / 12,8
100
80
100
90		 22 8 8 1:1 последовательно 16 16 16 8 1:1:0,5 / 1:1 28
23 1863,2-1882,3
1863,2-1868,7
1868,7-1875,6
1875,6-1882,3		 350 / 9,5
100
250
0		 350 / 11,5
90
150
110		 23 17 17 1:1 одновременно 36 36 108 27 1:1:0,75 / 1:3 21
24 1100,0-1130,0
1100,0-1115,5
1115,5-1121,5
1121,5-1130,0		 350 / 7,9
120
0
230		 340 / 10,2
100
140
100		 24 20 20 1:1 одновременно 40 40 120 40 1:1:1 / 1:3 29
25 958,9-975,0
958,9-967,3
967,3-971,5
971,5-975,0		 201 / 6,0
120
81
0		 200 / 8,3
75
90
35		 25 15 15 1:1 одновременно 30 60 60 15 1:2:0,5 / 1:2 38
Продолжение таблицы 2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
26 1345,2-1362,3
1345,2-1351,2
1351,2-1355,6
1355,6-1356,7		 600 / 9,8
0
400
200		 550 / 12,5
180
190
190		 26 15 15 1:1 одновременно 28 56 56 21 1:2:0,75 / 1:2 28
27 1368,9-1388,8
1368,9-1380,5
1380,5-1384,8
1384,8-1388,8		 350 / 8,9
120
0
230		 340 / 11,2
100
140
100		 27 10 10 1:1 последовательно 20 40 20 20 1:2:1 / 1:1 26
28 1678,5-1688,9
1678,5-1681,4
1681,4-1685,6
1685,6-1688,9		 420 / 10,0
120
300
0		 390 / 12,8
150
140
100		 28 21 21 1:1 последовательно 42 42 126 42 1:1:1 / 1:3 28
29 1545,2-1562,3
1545,2-1551,2
1551,2-1555,6
1555,6-1556,7
1556,7-1560,2
1560,2-1562,3		 600 / 9,5
0
0
200
300
0		 500 / 12,5
80
90
70
100
60		 29 17 17 1:1 последовательно 34 34 102 34 1:1:1 / 1:3 32
30 1268,9-1288,8
1268,9-1280,5
1280,5-1284,8
1284,8-1288,8		 350 / 8,5
120
0
230		 340 / 10,5
100
140
100		 30 21 21 1:1 одновременно 42 84 126 42 1:2:1 / 1:3 24
31 1178,5-1188,9
1178,5-1181,4
1181,4-1185,6
1185,6-1188,9		 201 / 6,0
120
80
0		 200 / 8,2
75
65
60		 31 12 12 1:1 одновременно 24 12 48 24 1:0,5:1 / 1:2 37
32 1445,2-1462,3
1445,2-1451,2
1451,2-1455,6
1455,6-1456,7
1456,7-1460,2
1460,2-1462,3		 600 / 9,8
0
0
200
300
0		 580 / 12,9
120
90
150
100
120		 32 20 20 1:1 последовательно 40 40 120 30 1:1:0,75 / 1:3 32
33 1724,8-1736,8
1724,8-1728,5
1728,5-1734,2
1734,2-1736,8		 420 / 8,5
210
210
0		 375 / 10,2
150
100
125		 33 10 10 1:1 последовательно 20 20 20 20 1:1:1 / 1:1 20
Продолжение таблицы 2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
34 1640,8-1672,3
1640,8-1657,2
1657,2-1670,7
1670,7-1672,3		 600 / 10,5
0
350
250		 560 / 13,5
130
220
210		 34 25 25 1:1 одновременно 50 50 150 50 1:1:1 / 1:3 29
35 1035,0-1048,0
1035,0-1038,9
1038,9-1048,0		 201 / 5,7
0
201		 200 / 7,4
100
80		 35 19 19 1:1 одновременно 38 79 114 38 1:2:1 / 1:3 30
36 1768,9-1788,8
1768,9-1780,5
1780,5-1784,8
1784,8-1788,8		 350 / 8,9
120
0
230		 340 / 11,2
100
140
100		 36 26 26 1:1 последовательно 52 104 156 26 1:2:0,5 / 1:3 26
Примечание – К высокоприемистым скважинам относятся скважины с приемистостью от 201 м3/сут.
Таблица 3
Номер участка нагн. скважины Средний дебит нефти по участку, т/сут Средний дебит жидкости, т/сут Средняя обводненность добываемой продукции, %
До закачки После закачки Прирост До
закачки		 После закачки До
закачки		 После
закачки		 Изменение, %
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1 9,5 13,3 +3,8 123,8 124,9 92,3 89,4 3,1
2 7,8 11,0 +3,2 89,4 92,4 91,3 88,1 3,5
3 9,3 12,4 +3,1 98,6 99,1 90,5 87,5 3,3
4 12,5 16,1 +3,6 190,5 176,6 93,4 90,8 2,8
5 8,7 12,2 +3,5 68,7 71,0 87,3 82,8 5,2
6 8,5 11,4 +2,9 76,2 79,5 88,8 85,7 3,5
7 9,3 12,7 +3,4 106,4 106,3 91,3 88,1 3,5
8 10,2 13,4 +3,2 108,3 110,5 90,6 87,9 3,0
9 11,4 14,2 +2,8 79,4 81,2 85,6 82,5 3,6
10 5,4 7,9 +2,5 67,8 68,7 92,0 88,5 3,8
11 6,7 9,5 +2,8 94,3 95,4 92,9 90,0 3,1
12 5,8 9,3 +3,5 112,5 112,6 94,8 91,7 3,2
13 10,6 13,0 +2,4 78,2 79,5 86,4 83,6 3,2
14 8,4 10,8 +2,4 56,4 58,6 85,1 81,6 4,1
15 10,5 14,2 +3,7 68,7 75,4 84,7 81,2 4,1
16 8,9 11,6 +2,7 98,5 100,2 91,0 88,4 2,9
17 6,4 9,3 +2,9 112,7 113,5 94,3 91,8 2,7
18 5,6 9,0 +3,4 98,8 100,3 94,3 91,0 3,5
19 12,4 16,2 +3,8 63,5 71,4 80,5 77,3 3,9
20 7,9 10,8 +2,9 79,5 81,5 90,1 86,7 3,8
21 12,8 15,9 +3,1 81,4 83,6 84,3 81,0 3,9
22 15,9 19,6 +3,7 93,2 95,8 82,9 79,5 4,1
23 13,4 16,6 +3,2 82,3 85,4 83,7 80,6 3,7
24 9,8 13,3 +3,5 91,5 93,4 89,3 85,8 3,9
25 11,5 15,2 +3,7 82,3 84,9 86,0 82,1 4,5
26 9,7 13,0 +3,3 95,4 95,6 89,8 86,4 3,8
27 10,5 13,9 +3,4 98,6 104,5 89,4 86,7 3,0
28 6,7 9,8 +3,1 69,4 72,3 90,3 86,4 4,3
29 8,6 11,3 +2,7 96,8 98,7 91,1 88,6 2,7
30 6,7 9,8 +3,1 102,5 105,4 93,5 90,7 3,0
31 8,2 11,4 +3,2 95,4 96,7 91,4 88,2 3,5
32 4,6 8,1 +3,5 87,5 89,7 94,7 91,0 3,9
33 9,2 12,8 +3,6 137,5 137,9 93,3 90,7 2,8
34 7,3 10,8 +3,5 71,5 74,9 89,8 85,6 4,7
35 10,3 13,4 +3,1 126,2 126,8 91,8 89,4 2,6
36 8,5 11,9 +3,4 96,4 97,2 91,2 87,8 3,7
Примечание – Номера участков нагнетательных скважин соответствуют номерам участков нагнетательных скважин таблицы 2.

Claims (6)

1. Способ термохимической обработки нефтяного пласта, включающий одновременную или последовательную закачку двух водных растворов, представляющих собой термохимический состав, первый из которых содержит нитрат аммония, а второй - нитрит натрия с концентрацией 40-45 мас. %, отличающийся тем, что первый раствор дополнительно содержит кислоту сульфаминовую и гидрокарбонат аммония при соотношении компонентов, мас. %:
нитрат аммония 30-40 сульфаминовая кислота 8-12 гидрокарбонат аммония 5-10 вода пресная остальное,
причем указанные водные растворы закачивают в объемном соотношении 1:1, после закачки водных растворов осуществляют последовательную закачку кислотного состава, содержащего ингибированную соляную кислоту с концентрацией 60 мас. %, сульфаминовую кислоту - 2 мас. %, уксуснокислый аммоний - 3 мас. %, неонол АФ9-12 - 0,15 мас. %, воду пресную - остальное, и высоковязкого полимерного состава, содержащего полиакриламид и 10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов при соотношении компонентов высоковязкого полимерного состава, мас. %:
полиакриламид 0,1-0,6 10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов 0,1-0,6 вода пресная остальное,
при этом указанные термохимический состав, кислотный состав и высоковязкий полимерный состав закачивают в объемном соотношении 1:(0,5-2):(0,5-1), продавливают их в пласт водой, останавливают скважину на технологическую выдержку продолжительностью 4 ч и возобновляют заводнение.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для высокоприёмистых скважин до закачки термохимического состава осуществляют дополнительную закачку высоковязкого полимерного состава при их объемном соотношении 1:(1-3).
RU2019140188A 2019-12-09 2019-12-09 Способ термохимической обработки нефтяного пласта RU2721200C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019140188A RU2721200C1 (ru) 2019-12-09 2019-12-09 Способ термохимической обработки нефтяного пласта

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019140188A RU2721200C1 (ru) 2019-12-09 2019-12-09 Способ термохимической обработки нефтяного пласта

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2721200C1 true RU2721200C1 (ru) 2020-05-18

Family

ID=70735352

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019140188A RU2721200C1 (ru) 2019-12-09 2019-12-09 Способ термохимической обработки нефтяного пласта

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2721200C1 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20220127520A1 (en) * 2019-02-12 2022-04-28 Innospec Limited Treatment of subterranean formations
US20220127521A1 (en) * 2019-02-12 2022-04-28 Innospec Limited Treatment of subterranean formations
RU2776539C1 (ru) * 2022-01-12 2022-07-22 Игорь Александрович Никишин Способ термохимической обработки нефтяного пласта с трудноизвлекаемыми запасами

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
RU2203411C1 (ru) * 2002-01-03 2003-04-27 Общество с ограниченной ответственностью "ЮганскНИПИнефть" Термохимический состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений
RU2386666C1 (ru) * 2008-09-23 2010-04-20 Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов
RU2587203C1 (ru) * 2015-04-07 2016-06-20 ООО "Уфимский Научно-Технический Центр" Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта
RU2652238C1 (ru) * 2017-03-16 2018-04-25 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ термохимической обработки нефтяного пласта (варианты)

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
RU2203411C1 (ru) * 2002-01-03 2003-04-27 Общество с ограниченной ответственностью "ЮганскНИПИнефть" Термохимический состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений
RU2386666C1 (ru) * 2008-09-23 2010-04-20 Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов
RU2587203C1 (ru) * 2015-04-07 2016-06-20 ООО "Уфимский Научно-Технический Центр" Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта
RU2652238C1 (ru) * 2017-03-16 2018-04-25 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ термохимической обработки нефтяного пласта (варианты)

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20220127520A1 (en) * 2019-02-12 2022-04-28 Innospec Limited Treatment of subterranean formations
US20220127521A1 (en) * 2019-02-12 2022-04-28 Innospec Limited Treatment of subterranean formations
US11987751B2 (en) * 2019-02-12 2024-05-21 Innospec Limited Treatment of subterranean formations
US12060522B2 (en) * 2019-02-12 2024-08-13 Innospec Limited Treatment of subterranean formations
RU2778919C1 (ru) * 2021-12-28 2022-08-29 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) Способ добычи высоковязкой нефти и термогазохимический состав для его осуществления
RU2776539C1 (ru) * 2022-01-12 2022-07-22 Игорь Александрович Никишин Способ термохимической обработки нефтяного пласта с трудноизвлекаемыми запасами

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US4178993A (en) Method of starting gas production by injecting nitrogen-generating liquid
US4232741A (en) Temporarily plugging a subterranean reservoir with a self-foaming aqueous solution
RU2721200C1 (ru) Способ термохимической обработки нефтяного пласта
CA2744556C (en) Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir
US3475334A (en) Hydraulic fracturing
US10308862B2 (en) Compositions and methods for enhanced fracture cleanup using redox treatment
RU2456439C1 (ru) Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины
US20210380873A1 (en) Methods and compositions of using viscoelastic surfactants as diversion agents
CN109762549A (zh) 一种高效自产气泡沫压裂液及施工方法
CN103711467A (zh) 一种用于自生co2提高采收率的配方
Altunina et al. Synergism of physicochemical and thermal methods intended to improve oil recovery from high-viscosity oil pools
WO2021251995A1 (en) Methods and compositions for downhole diversion of well treatment fluid
WO2021251993A1 (en) Methods and compositions using a combination of zwitterionic surfactants and gemini surfactants as diversion agents
CN102643635B (zh) 油田地层注水增注剂
RU2704166C1 (ru) Способ разработки нефтяного пласта
US3831679A (en) Stimulation with inhibited acidizing fluids
CN105370260B (zh) 一种适用于碳酸盐岩储层的自生盐酸酸化方法
CN102838978B (zh) 一种井下自生气泡沫复合驱油剂的制备方法及应用
RU2547025C1 (ru) Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты)
RU2652238C1 (ru) Способ термохимической обработки нефтяного пласта (варианты)
RU2618547C1 (ru) Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты)
RU2518615C1 (ru) Способ разработки неоднородного нефтяного пласта (варианты)
RU2803463C1 (ru) Термогазохимический состав и способ его применения при обработке призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта (варианты)
EP0014267B1 (en) Process for treating a well for starting hydrocarbon fluid production by injecting nitrogen-generating liquid
RU2644365C1 (ru) Способ разработки неоднородного нефтяного пласта