RU2766283C1 - Oil formation treatment method - Google Patents
Oil formation treatment method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2766283C1 RU2766283C1 RU2021124922A RU2021124922A RU2766283C1 RU 2766283 C1 RU2766283 C1 RU 2766283C1 RU 2021124922 A RU2021124922 A RU 2021124922A RU 2021124922 A RU2021124922 A RU 2021124922A RU 2766283 C1 RU2766283 C1 RU 2766283C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- volume
- binary mixture
- oil
- formation
- interaction
- Prior art date
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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам термогазохимической обработки призабойной зоны добывающих скважин в неоднородных карбонатных и терригенных пластах, и может быть использовано для активации или возобновления работы нефтяных скважин с высокой вязкостью нефти, а также для регулирования процесса разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods of thermal gas chemical treatment of the bottomhole zone of production wells in heterogeneous carbonate and terrigenous formations, and can be used to activate or resume the operation of oil wells with high oil viscosity, as well as to regulate the development process and enhance oil recovery of heterogeneous formation permeability.
Известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU №2637259, МПК C09K 8/592, Е21В 43/24, опубл. 01.12.2017 в бюл. №34), включающий закачку в пласт бинарной смеси. Закачивают в призабойную зону пласта бинарную смесь, состоящую из растворов аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициатором взаимодействия. Бинарную смесь готовят до начала закачки смешением растворов аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициатором взаимодействия в режиме интенсивного перемешивания. В качестве инициаторов взаимодействия используют растворы альдегидов, содержащие спирты или ацетон, превращающие альдегидные группировки в полуацетали, которые обладают пониженной реакционной способностью, что обеспечивает индукционный период. При этом температура водного раствора аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов перед смешением с инициатором взаимодействия составляет в пределах от минус 10 до 30°С.A known method of treating an oil reservoir (patent RU No. 2637259, IPC C09K 8/592, E21B 43/24, publ. 01.12.2017 in bull. No. 34), including the injection of a binary mixture into the reservoir. A binary mixture is pumped into the bottomhole formation zone, consisting of solutions of ammonium salts of mineral acids and alkali metal nitrites with an interaction initiator. The binary mixture is prepared prior to injection by mixing solutions of ammonium salts of mineral acids and alkali metal nitrites with an interaction initiator in the mode of intensive mixing. Aldehyde solutions containing alcohols or acetone are used as interaction initiators, which convert aldehyde groups into hemiacetals, which have a reduced reactivity, which provides an induction period. The temperature of the aqueous solution of ammonium salts of mineral acids and alkali metal nitrites before mixing with the interaction initiator is in the range from minus 10 to 30°C.
Недостатком известного способа является низкая эффективность термохимической обработки призабойной зоны, так как способ позволяет успешно прогревать лишь часть пласта в околоскважинной зоне без существенного проникновения вглубь пласта и охвата термогазохимическим воздействием по толщине пласта. The disadvantage of the known method is the low efficiency of thermochemical treatment of the bottomhole zone, since the method allows you to successfully heat only part of the formation in the near-wellbore zone without significant penetration into the formation and coverage of thermal gas-chemical impact through the thickness of the formation.
Также недостатком способа является невозможность управления термогазохимической реакцией, так как в процессе проведения способа не учитывают приемистость обрабатываемой скважины и объем закачиваемой бинарной смеси, что приводит к вероятности начала термогазохимической реакции в самой колонне насосно-компрессорных труб при закачке бинарной смеси с инициатором взаимодействия по истечении индукционного периода, как следствие, уменьшение температурного диапазона воздействия на пласт. Это приводит к низкой надежности и точности способа.Also, the disadvantage of the method is the impossibility of controlling the thermal gas chemical reaction, since in the process of carrying out the method, the injectivity of the treated well and the volume of the injected binary mixture are not taken into account, which leads to the likelihood of the onset of a thermal gas chemical reaction in the tubing string itself when the binary mixture is pumped with the initiator of interaction after the induction period, as a result, a decrease in the temperature range of the impact on the formation. This leads to low reliability and accuracy of the method.
Также известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU №2587203, МПК Е21В 43/24, 43/22, C09K 8/524, опубл. 20.06.2016 в бюл. №17), включающий закачку в продуктивный пласт бинарной смеси, инициатора взаимодействия. Закачку производят на забой скважины бинарной смеси, состоящей из двух водных растворов, первый из которых содержит нитрат аммония, кислоту лимонную и карбонат натрия при соотношении компонентов, мас.%: нитрат аммония NH4NO3 - 48-54, кислота лимонная C6H8O7 - 2,9-3,4, карбонат натрия Na2CO3 - 2,3-3,0, вода пресная – остальное, а второй - нитрит натрия при соотношении компонентов, мас.%: нитрит натрия NaNO2 - 40-45, вода пресная – остальное. Причем закачку указанных растворов осуществляют параллельно или последовательно в объемах, обеспечивающих стехиометрическое взаимодействие нитрита натрия с нитратом аммония и лимонной кислотой. Инициатором взаимодействия является лимонная кислота, которая находится в первом водном растворе с нитратом аммония и стабилизатором – кальцинированной содой. Also known is a method of treating an oil reservoir (patent RU No. 2587203, IPC E21B 43/24, 43/22, C09K 8/524, publ. Injection is carried out at the bottomhole of a binary mixture consisting of two aqueous solutions, the first of which contains ammonium nitrate, citric acid and sodium carbonate at a ratio of components, wt.%: ammonium nitrate NH 4 NO 3 - 48-54, citric acid C 6 H 8 O 7 - 2.9-3.4, sodium carbonate Na 2 CO 3 - 2.3-3.0, fresh water - the rest, and the second - sodium nitrite at a ratio of components, wt.%: sodium nitrite NaNO 2 - 40-45, fresh water - the rest. Moreover, the injection of these solutions is carried out in parallel or sequentially in volumes that provide stoichiometric interaction of sodium nitrite with ammonium nitrate and citric acid. The initiator of the interaction is citric acid, which is in the first aqueous solution with ammonium nitrate and a stabilizer - soda ash.
Недостатками известного способа являются низкая эффективность термохимической обработки призабойной зоны, так как способ позволяет успешно прогревать лишь часть пласта в околоскважинной зоне без существенного проникновения вглубь пласта и охвата термогазохимическим воздействием по толщине пласта, отсутствие подключения низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков, а также увеличение обводненности добываемой продукции. Также недостатком способа является невозможность управления термогазохимической реакцией, так как в процессе проведения способа не учитывают приемистость обрабатываемой скважины и объем закачиваемой бинарной смеси, что приводит к вероятности начала термогазохимической реакции в самой колонне насосно-компрессорных труб при закачке бинарной смеси с инициатором взаимодействия по истечении индукционного периода. Как следствие - уменьшение температурного диапазона воздействия на пласт. The disadvantages of the known method are the low efficiency of thermochemical treatment of the bottomhole zone, since the method allows you to successfully heat only part of the formation in the near-wellbore zone without significant penetration into the depth of the formation and thermal gas chemical exposure through the thickness of the formation, the lack of connection of low-permeability oil-saturated interlayers, as well as an increase in the water cut of the produced product. Also, the disadvantage of the method is the impossibility of controlling the thermal gas chemical reaction, since in the process of carrying out the method, the injectivity of the treated well and the volume of the injected binary mixture are not taken into account, which leads to the likelihood of the onset of a thermal gas chemical reaction in the tubing string itself when the binary mixture is pumped with the initiator of interaction after the induction period. As a result - a decrease in the temperature range of the impact on the formation.
Низкая надежность и точность способа, обусловленные непредсказуемым началом термогазохимической реакции (на забое скважины и около обсаженного ствола скважины), из-за возникающего высокого давления происходит нарушение как самой колонны насосно-компрессорных труб и заколонного цементного камня, так и спущенного в скважину оборудования, и как следствие возникновение аварийной ситуации.The low reliability and accuracy of the method, due to the unpredictable start of the thermal gas chemical reaction (at the bottom of the well and near the cased wellbore), due to the resulting high pressure, both the tubing string itself and the annular cement stone, as well as the equipment lowered into the well, are disturbed, and as a result of an emergency.
Также известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU №2615543, МПК Е21В 43/24, опубл. 05.04.2017 в бюл. №10), включающий закачку в продуктивный пласт бинарной смеси, инициатора взаимодействия. Производят раздельную закачку компонентов бинарной смеси и инициатора взаимодействия - по разным каналам двухрядного лифта колонны насосно-компрессорных труб, инициирование процесса тепло- и газовыделения. Бинарная смесь представляет собой водный раствор, содержащий аммониевые соли сильных минеральных кислот, нитрит щелочного металла, стабилизатор для поддержания нейтральной или щелочной среды - аммиачную воду, или щелочь, или кальцинированную соду, или пиридин. Бинарную смесь закачивают по внутреннему ряду труб, на котором выше зоны смешения бинарной смеси и инициатора взаимодействия устанавливают огневой предохранитель. Причем закачку бинарной смеси осуществляют порциями по 0,5-1,5 м3, которые чередуют с порциями по 0,2-0,5 м3 водного 15-20%-ного раствора карбамида, для предотвращения чрезмерного повышения температуры в зоне протекания реакции, в качестве инициатора взаимодействия используют формалин или кислоту.Also known is a method for treating an oil reservoir (patent RU No. 2615543, IPC E21V 43/24, publ. 04/05/2017 in bull. No. 10), including injection of a binary mixture, an interaction initiator, into the productive formation. Produce separate injection of the components of the binary mixture and the initiator of the interaction - through different channels of the double-row lift of the tubing string, initiation of the process of heat and gas release. The binary mixture is an aqueous solution containing ammonium salts of strong mineral acids, alkali metal nitrite, a stabilizer to maintain a neutral or alkaline environment - ammonia water, or alkali, or soda ash, or pyridine. The binary mixture is pumped through the inner row of pipes, on which a fire fuse is installed above the mixing zone of the binary mixture and the interaction initiator. Moreover, the injection of the binary mixture is carried out in portions of 0.5-1.5 m 3 , which alternate with portions of 0.2-0.5 m 3 of an aqueous 15-20% urea solution, to prevent excessive temperature rise in the reaction zone , formalin or acid is used as the initiator of the interaction.
Недостатком известного способа является сложность ее реализации, так как закачку бинарного состава производят по разным каналам двухрядного лифта колонны насосно-компрессорных труб, что требует наличие двух типоразмеров насосно-компрессорных труб, специальной фонтанной аппаратуры, предусматривающей возможность подвески 2-х типоразмеров насосно-компрессорных труб, двух линий высокого давления с набором датчиков, предохранительных клапанов и т.д., что также значительно повышает стоимость термогазохимической обработки пласта. Также недостатками являются невозможность управления термогазохимической реакцией, низкая надежность и точность способа. The disadvantage of the known method is the complexity of its implementation, since the injection of a binary composition is carried out through different channels of a two-row lift of a tubing string, which requires two sizes of tubing, special well-head equipment, which provides for the possibility of hanging 2 sizes of tubing , two high pressure lines with a set of sensors, safety valves, etc., which also significantly increases the cost of thermal gas chemical treatment of the formation. Also, the disadvantages are the inability to control the thermal gas chemical reaction, low reliability and accuracy of the method.
Также известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU №2652238, МПК Е21В 43/24, 43/22, 33/138, C09K 8/524, 8/592, опубл. 25.04.2018 в бюл. №12), включающий закачку в продуктивный пласт бинарной смеси, инициатора взаимодействия. Предварительно определяют обводненность добываемой продукции скважины, при обводненности продукции от 20 до 59 % производят последовательную закачку в добывающую скважину углеводородного растворителя и бинарной смеси. В качестве бинарной смеси закачивают водный раствор нитрита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%: нитрит натрия 4-32, вода – остальное. В качестве инициатора взаимодействия закачивают водный раствор инициатора взаимодействия 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 бинарной смеси 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.Also known is a method for treating an oil reservoir (patent RU No. 2652238, IPC E21B 43/24, 43/22, 33/138, C09K 8/524, 8/592, publ. 25.04.2018 in bull. No. 12), including injection into a productive layer of a binary mixture, the initiator of the interaction. The water cut of the produced well product is preliminarily determined, when the water cut is from 20 to 59%, a hydrocarbon solvent and a binary mixture are sequentially injected into the production well. An aqueous solution of sodium nitrite is pumped as a binary mixture in the following ratio of components, wt.%: sodium nitrite 4-32, water - the rest. As the interaction initiator, an aqueous solution of the interaction initiator is pumped in at the following ratio of components, wt.%: sulfamic acid 5-40, alkaline reagent 2-16, water - the rest. The volume ratio of these aqueous solutions is 1:1. Moreover, when preparing the specified binary mixture, the mass ratio of sodium nitrite and sulfamic acid should be 1:1.25, and the mass ratio of sulfamic acid and alkaline reagent should be 2.5:1. Then, a technological exposure is carried out lasting from 3 to 48 hours, after which the well is developed.
Недостатком известного способа является низкая эффективность термохимической обработки призабойной зоны, так как способ позволяет успешно прогревать лишь часть пласта в околоскважинной зоне без существенного проникновения вглубь пласта и охвата термогазохимическим воздействием по толщине пласта, невозможность управления термогазохимической реакцией, так как в процессе проведения способа не учитывают приемистость обрабатываемой скважины и объем закачиваемой бинарной смеси, что приводит к вероятности начала термогазохимической реакции в самой колонне насосно-компрессорных труб при закачке бинарной смеси с инициатором взаимодействия по истечении индукционного периода. Как следствие уменьшение температурного диапазона воздействия на пласт. The disadvantage of the known method is the low efficiency of thermochemical treatment of the bottomhole zone, since the method allows you to successfully heat only a part of the formation in the near-wellbore zone without significant penetration deep into the formation and coverage of the thermal gas chemical effect along the thickness of the formation, the impossibility of controlling the thermogas chemical reaction, since injectivity is not taken into account in the process of carrying out the method. of the treated well and the volume of the injected binary mixture, which leads to the likelihood of the start of a thermal gas-chemical reaction in the tubing string itself when the binary mixture with the initiator of the interaction is injected after the induction period. As a result, a decrease in the temperature range of the impact on the formation.
Низкая надежность и точность способа, обусловленные непредсказуемым началом термогазохимической реакции (на забое скважины и около обсаженного ствола скважины), из-за возникающего высокого давления происходит нарушение как самой колонны насосно-компрессорных труб и заколонного цементного камня, так и спущенного в скважину оборудования, и как следствие возникновение аварийной ситуации.The low reliability and accuracy of the method, due to the unpredictable start of the thermal gas chemical reaction (at the bottom of the well and near the cased wellbore), due to the resulting high pressure, both the tubing string itself and the annular cement stone, as well as the equipment lowered into the well, are disturbed, and as a result of an emergency.
Также известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU №2721200, МПК Е21В 43/22, C09K 8/58, опубл. 18.05.2020 в бюл. №14), включающий закачку в продуктивный пласт бинарной смеси, инициатора взаимодействия. Закачку осуществляют одновременно или последовательно. Бинарная смесь представляет два водных раствора, первый из которых содержит нитрат аммония, кислоту сульфаминовую и гидрокарбонат аммония при соотношении компонентов (мас. %): нитрат аммония – 30-40, сульфаминовая кислота – 8-12, гидрокарбонат аммония – 5-10, вода пресная – остальное, а второй - нитрит натрия с концентрацией 40-45 мас. %. 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 бинарная смесь, 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.Also known is a method for treating an oil reservoir (patent RU No. 2721200, IPC E21B 43/22, C09K 8/58, publ. The injection is carried out simultaneously or sequentially. The binary mixture represents two aqueous solutions, the first of which contains ammonium nitrate, sulfamic acid and ammonium bicarbonate at a ratio of components (wt.%): ammonium nitrate - 30-40, sulfamic acid - 8-12, ammonium bicarbonate - 5-10, water fresh - the rest, and the second - sodium nitrite with a concentration of 40-45 wt. %. Moreover, these aqueous solutions are pumped in a volume ratio of 1:1. After injection of aqueous solutions, sequential injection of an acid composition containing inhibited hydrochloric acid with a concentration of 60 wt. %, sulfamic acid - 2 wt. %, ammonium acetate - 3 wt. %, neonol AF9-12 - 0.15 wt. %, fresh water - the rest, and a high-viscosity polymer composition containing polyacrylamide and a 10% solution of potassium chromium alum at a ratio of components of a high-viscosity polymer composition, wt. %: polyacrylamide 0.1-0.6, 10% solution of potassium chromium alum 0.1-0.6, fresh water the rest. In this case, the specified binary mixture, acid composition and high-viscosity polymer composition are pumped in a volume ratio of 1: (0.5-2): (0.5-1), they are forced into the reservoir with water, the well is stopped for a technological exposure lasting 4 hours and resumed flooding.
Недостатками способа являются низкая эффективность термохимической обработки призабойной зоны, так как способ позволяет успешно прогревать лишь часть пласта в околоскважинной зоне без существенного проникновения вглубь пласта и охвата термогазохимическим воздействием по толщине пласта, что приводит к вероятности начала термогазохимической реакции в самой колонне насосно-компрессорных труб при закачке бинарной смеси с инициатором взаимодействия по истечении индукционного периода. Как следствие уменьшение температурного диапазона воздействия на пласт, а также низкая надежность и точность способа. Недостатком способа также является то, что высоковязкий полимерный состав будет разрушаться при контакте с кислотным составом, что приведет к снижению или потере эффекта изоляции водонасыщенных интервалов, для перекрытия которых предназначался этот полимерный состав, что как следствие, уменьшает охват воздействием. The disadvantages of the method are the low efficiency of thermochemical treatment of the bottomhole zone, since the method allows you to successfully heat only part of the reservoir in the near-wellbore zone without significant penetration into the reservoir and thermal gas chemical exposure through the reservoir thickness, which leads to the likelihood of a thermal gas chemical reaction in the tubing string itself when injection of a binary mixture with an interaction initiator after the expiration of the induction period. As a consequence, a decrease in the temperature range of the impact on the formation, as well as low reliability and accuracy of the method. The disadvantage of the method is also that the highly viscous polymer composition will break down upon contact with the acidic composition, which will lead to a decrease or loss of the isolation effect of the water-saturated intervals that this polymer composition was intended to overlap, which, as a result, reduces the impact coverage.
Наиболее близким является способ обработки нефтяного пласта (патент RU №2527437, МПК Е21В 43/263, опубл. 27.08.2014 в бюл. №24), включающий последовательную закачку и продавливание в продуктивный пласт бинарной смеси, инициатора взаимодействия и кислотного состава. В качестве бинарной смеси используют раствор аммиачной (натриевой) селитры в воде со следующим составом (мас. %): селитра – 50-60, катализатор – 4-6, горючее – 0-15, вода – остальное. В качестве катализатора применяют соли меди – хлорная медь, медный купорос и другие соли поливалентных металлов. В качестве горючего используют этиленгликоли, карбамид, различные спирты. Объем бинарной смеси рассчитывают исходя из нормы 0,2-0,4 м3 на 1 м вскрытой мощности пласта. В качестве инициатора взаимодействия используют растворы нитрита натрия, борогидрида натрия и другие вещества, обладающие восстановительными свойствами. Раствор нитрита натрия вводят в раствор селитры из расчета 0,1-0,2 м3, борогидрида 0,05-0,1 м3 на 1 м3 бинарной смеси.The closest is the method of treating an oil reservoir (patent RU No. 2527437, IPC E21V 43/263, publ. 27.08.2014 in bull. No. 24), including sequential injection and punching into the reservoir of a binary mixture, an interaction initiator and an acid composition. As a binary mixture, a solution of ammonium (sodium) nitrate in water with the following composition (wt.%) is used: nitrate - 50-60, catalyst - 4-6, fuel - 0-15, water - the rest. Copper salts are used as a catalyst - copper chloride, copper sulfate and other salts of polyvalent metals. Ethylene glycols, carbamide, various alcohols are used as fuel. The volume of the binary mixture is calculated based on the norm of 0.2-0.4 m 3 per 1 m of the stripped formation thickness. As the initiator of the interaction, solutions of sodium nitrite, sodium borohydride and other substances with reducing properties are used. A solution of sodium nitrite is introduced into a solution of saltpeter at the rate of 0.1-0.2 m 3 , borohydride 0.05-0.1 m 3 per 1 m 3 of the binary mixture.
Недостатком известного способа является низкая эффективность термохимической обработки призабойной зоны, так как способ позволяет успешно прогревать лишь часть пласта в околоскважинной зоне без существенного проникновения вглубь пласта и охвата термогазохимическим воздействием по толщине пласта. Также недостатком способа является невозможность управления термогазохимической реакцией при закачке двух оторочек, так как в процессе проведения способа невозможно оценить предлагаемую приемистость скважины для обработки и объемы закачиваемых бинарных составов, что приводит к вероятности начала термогазохимической реакции в самой колонне насосно-компрессорных труб при закачке бинарной смеси с инициатором взаимодействия по истечении индукционного периода. Как следствие - уменьшение температурного диапазона воздействия на сам пласт. The disadvantage of the known method is the low efficiency of thermochemical treatment of the bottomhole zone, since the method allows you to successfully heat only part of the formation in the near-wellbore zone without significant penetration into the formation and coverage of thermal gas-chemical impact through the thickness of the formation. Also, the disadvantage of the method is the impossibility of controlling the thermal gas chemical reaction during the injection of two rims, since in the process of carrying out the method it is impossible to evaluate the proposed well injectivity for treatment and the volumes of injected binary compositions, which leads to the likelihood of a thermal gas chemical reaction starting in the tubing string itself when the binary mixture is injected with the initiator of the interaction after the expiration of the induction period. As a result - a decrease in the temperature range of impact on the formation itself.
Низкая надежность и точность способа, обусловленные непредсказуемым началом термогазохимической реакции (на забое скважины и около обсаженного ствола скважины), создают условия, когда из-за возникающего высокого давления происходит нарушение как самой колонны насосно-компрессорных труб и заколонного цементного камня, так и спущенного в скважину оборудования, и как следствие возникновение аварийной ситуации. The low reliability and accuracy of the method, due to the unpredictable start of the thermal gas chemical reaction (at the bottom of the well and near the cased wellbore), create conditions when, due to the resulting high pressure, both the tubing string itself and the annular cement stone, as well as the cement stone lowered into the well equipment, and as a result, the occurrence of an emergency.
Также недостатком этого и предыдущих способов является то, что закачка не обеспечивает полного смешивания и гомогенизации компонентов бинарной смеси по всему ее физическому объему при последовательной закачке составов бинарной смеси, т.к. их смешение будет ограничено зоной взаимодействия, что приводит к снижению эффективности способа обработки нефтяного пласта, к уменьшению охвата воздействием.Also, the disadvantage of this and previous methods is that the injection does not provide complete mixing and homogenization of the components of the binary mixture throughout its physical volume during sequential injection of the compositions of the binary mixture, because their mixing will be limited by the interaction zone, which leads to a decrease in the efficiency of the oil reservoir treatment method, to a decrease in exposure coverage.
Техническими задачами являются повышение эффективности обработки призабойной зоны нефтяного пласта за счет увеличения охвата воздействием всего пласта и околоскважинной зоны, расширение технологических возможностей способа за счет регулирования температурного диапазона термогазохимической реакции на пласт в щадящем режиме при одновременном снижении коррозии колонны насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонны в зоне продуктивного пласта. The technical objectives are to increase the efficiency of treatment of the bottomhole zone of an oil reservoir by increasing the coverage of the entire reservoir and the near-wellbore zone by the impact, expanding the technological capabilities of the method by regulating the temperature range of the thermal gas-chemical reaction to the reservoir in a sparing mode while reducing corrosion of the tubing string and production string in productive formation zone.
Технические задачи решаются способом обработки нефтяного пласта, включающим последовательную закачку и продавливание в продуктивный пласт приготовленной на устье скважины бинарной смеси, инициатора взаимодействия и кислотного состава. Technical problems are solved by a method of processing an oil reservoir, including sequential injection and punching into the reservoir of a binary mixture prepared at the wellhead, an interaction initiator and an acid composition.
Новым является то, что предварительно определяют приемистость добывающей скважины, вязкость нефти в пластовых условиях и минерализацию попутно добываемой воды, в зависимости от приемистости определяют объем бинарной смеси, при приемистости от 48 до 249 м3/сут закачивают 2-4 м3 бинарной смеси на 1 м вскрытой толщины продуктивного обрабатываемого пласта, при приемистости от 250 м3/сут до 360 м3/сут закачивают 4-7 м3 бинарной смеси на 1 м вскрытой толщины продуктивного обрабатываемого пласта, в качестве бинарной смеси используют раствор, содержащий 50-55 %-ный водный раствор аммиачной селитры и 45-50 %-ный водный раствор нитрита натрия в объемном соотношении указанных водных растворов 1:1, далее производят закачку инициатора взаимодействия, при вязкости нефти в пластовых условиях от 30 мПа·с до 500 мПа·с и минерализации попутно добываемой воды от 200 г/дм3 и выше в качестве инициатора взаимодействия используют реагент Жель в объеме 1-3 % от объема бинарной смеси, при вязкости нефти в пластовых условиях от 30 мПа·с до 500 мПа·с и минерализации попутно добываемой воды ниже 200 г/дм3 в качестве инициатора взаимодействия используют формалин в объеме 1-3 % от объема бинарной смеси, при вязкости нефти в пластовых условиях до 30 мПа·с в качестве инициатора взаимодействия используют 15 %-ный водный раствор сульфаминовой кислоты в объеме 3-5 % от объема бинарной смеси, далее производят закачку кислотного состава в объеме, равном половине объема бинарной смеси, а в качестве кислотного состава используют 12 % -ный водный раствор ингибированной соляной кислоты.What is new is that the injectivity of the production well, the viscosity of the oil in reservoir conditions and the salinity of the produced water are preliminarily determined, depending on the injectivity, the volume of the binary mixture is determined, with an injectivity of 48 to 249 m 3 /day, 2-4 m 3 of the binary mixture are pumped into 1 m of the stripped thickness of the productive formation to be treated, with an injectivity from 250 m 3 /day to 360 m 3 /day, 4-7 m % aqueous solution of ammonium nitrate and 45-50% aqueous solution of sodium nitrite in a volume ratio of the indicated aqueous solutions of 1:1, then the interaction initiator is injected, with oil viscosity in reservoir conditions from 30 mPa s to 500 mPa s and salinity of produced water from 200 g/dm in reservoir conditions from 30 mPa s to 500 mPa s and salinity of produced water below 200 g/dm mPa s as an interaction initiator, a 15% aqueous solution of sulfamic acid is used in a volume of 3-5% of the volume of the binary mixture, then the acid composition is injected in a volume equal to half the volume of the binary mixture, and 12% - ny aqueous solution of inhibited hydrochloric acid.
Способ реализуют при использовании следующих реагентов:The method is implemented using the following reagents:
-аммиачная селитра (нитрат аммония) – гранулы белого цвета или слегка окрашенные без механических примесей, массовая доля общего азота в пересчете на азот в сухом веществе не менее 34,4 %, массовая доля воды не более 0,6 %, рассыпчатость не менее 100 %, выпускаемая по ГОСТ 2-2013 «Селитра аммиачная. Технические условия»;- ammonium nitrate (ammonium nitrate) - white or slightly colored granules without mechanical impurities, the mass fraction of total nitrogen in terms of nitrogen in dry matter is not less than 34.4%, the mass fraction of water is not more than 0.6%, friability is not less than 100 % produced in accordance with GOST 2-2013 “Ammonium nitrate. Specifications";
-нитрит натрия – белые кристаллы с сероватым или желтоватым оттенком, массовая доля нитрита натрия (NaN02) не менее 97 %, массовая доля нерастворимого в воде прокаленного остатка не более 0,07 %, массовая доля воды не более 2,5%, нормы даны в пересчете на сухое вещество. Нитрит натрия выпускается по ГОСТ 19906-74 «Нитрит натрия технический. Технические условия»; - sodium nitrite - white crystals with a grayish or yellowish tint, mass fraction of sodium nitrite (NaN0 2 ) not less than 97%, mass fraction of water-insoluble calcined residue not more than 0.07%, mass fraction of water not more than 2.5%, norms are given on a dry matter basis. Sodium nitrite is produced in accordance with GOST 19906-74 “Technical sodium nitrite. Specifications";
-инициатор взаимодействия аммиачной селитры и нитрита натрия - реагент Жель – бесцветная прозрачная жидкость, плотность при 20 °С, в пределах 1,1-1,2 кг/м3, рН 10 %-ного раствора в пределах 0,2-1,0, рН 100 %-ного раствора в пределах 0,1-0,5, поверхностно-активные вещества не менее 2,0 %. Выпускается по ТУ 2381-002-98205538-2006 «Средства моющие жидкие щелочные, антибактериальные серии «ЖМС»;- initiator of the interaction of ammonium nitrate and sodium nitrite - reagent Jelly - a colorless transparent liquid, density at 20 ° C, within 1.1-1.2 kg / m3, pH of a 10% solution within 0.2-1.0 , pH 100% solution within 0.1-0.5, surfactants not less than 2.0%. Produced in accordance with TU 2381-002-98205538-2006 “Liquid alkaline, antibacterial detergents of the ZhMS series”;
-инициатор взаимодействия аммиачной селитры и нитрита натрия -формалин – бесцветная прозрачная жидкость, при хранении допускается образование мути или белого осадка, растворимого при температуре не выше 40 °С, массовая доля формальдегида 37,0±0,5 %. Выпускается по ГОСТ 1625-2016 «Формалин технический. Технические условия»; - an initiator of the interaction of ammonium nitrate and sodium nitrite - formalin - a colorless transparent liquid, during storage, the formation of turbidity or a white precipitate, soluble at a temperature not exceeding 40 ° C, is allowed, the mass fraction of formaldehyde is 37.0 ± 0.5%. Produced in accordance with GOST 1625-2016 “Technical formalin. Specifications";
-инициатор взаимодействия аммиачной селитры и нитрита натрия - сульфаминовая кислота – бесцветные кристаллы, в массе белого цвета, массовая доля сульфаминовой кислоты не менее 99 %, рН 1 %-ного водного раствора сульфаминовой кислоты 1,2. Выпускается по ТУ 2121-400-05763441-2002 «Кислота сульфаминовая техническая»; - initiator of the interaction of ammonium nitrate and sodium nitrite - sulfamic acid - colorless crystals, white in mass, mass fraction of sulfamic acid is not less than 99%, pH of 1% aqueous solution of sulfamic acid is 1.2. Produced according to TU 2121-400-05763441-2002 "Technical sulfamic acid";
-ингибированная соляная кислота – жидкость от бесцветного до желтого цвета, массовая доля хлористого водорода в пределах 22-24 %, плотность при 20 °С, г/см3 в пределах 1,108-1,119, скорость коррозии стали в соляной кислоте при 20 °С, г/(м2·ч) не более 0,25. Выпускается по ГОСТ 857-95 «Кислота соляная синтетическая техническая. Технические условия». - inhibited hydrochloric acid - liquid from colorless to yellow, mass fraction of hydrogen chloride in the range of 22-24%, density at 20 ° C, g / cm 3 in the range of 1.108-1.119, the corrosion rate of steel in hydrochloric acid at 20 ° C, g/(m 2 h) not more than 0.25. Produced in accordance with GOST 857-95 “Synthetic hydrochloric acid for technical use. Specifications".
Сущность способа заключается в следующем.The essence of the method is as follows.
Осуществляют последовательную закачку и продавливание в продуктивный пласт бинарной смеси, инициатора взаимодействия и кислотного состава, в результате которой происходит термогазохимическая реакция. При окислении бинарной смеси и инициатора взаимодействия в добывающей скважине образуется газовая фаза из продуктов окисления и происходит её химическое и физическое воздействие на скелет породы обрабатываемого пласта и пластовую жидкость. Вследствие реакции возникают избыточное давление и температура, определяемые временем горения бинарной смеси и степенью замкнутости пространства, приводящее к образованию микротрещин в обрабатываемом пласте. При этом тепловой фактор приводит к снижению вязкости нефти. За счет учета приемистости скважины и объема закачиваемой бинарной смеси происходит регулируемая термогазохимическая реакция в щадящем температурном режиме. Приготовленная гомогенная бинарная смесь, безопасная и обладает низкой взрывоопасностью на устье скважины. Для контроля процесса термогазохимической реакции бинарной смеси с инициатором взаимодействия используют глубинный манометр и термометр.A binary mixture, an initiator of interaction and an acid composition are sequentially injected and forced into the productive formation, as a result of which a thermal gas-chemical reaction occurs. When a binary mixture and an interaction initiator are oxidized in a production well, a gas phase is formed from the oxidation products and its chemical and physical effects occur on the rock skeleton of the treated formation and formation fluid. As a result of the reaction, excess pressure and temperature arise, determined by the burning time of the binary mixture and the degree of space closure, leading to the formation of microcracks in the treated formation. In this case, the thermal factor leads to a decrease in oil viscosity. By taking into account the injectivity of the well and the volume of the injected binary mixture, an adjustable thermal gas-chemical reaction takes place in a gentle temperature regime. The prepared homogeneous binary mixture is safe and has a low explosion hazard at the wellhead. To control the process of thermal gas-chemical reaction of a binary mixture with an interaction initiator, a depth manometer and a thermometer are used.
Закачка кислотного состава - 12 % -ного водного раствора ингибированной соляной кислоты за счет растворения карбонатной составляющей обрабатываемого пласта улучшает приемистость низкопроницаемых пропластков и предотвращает смыкание трещин после воздействия термогазохимической реакцией бинарной смеси. Injection of an acid composition - a 12% aqueous solution of inhibited hydrochloric acid, due to the dissolution of the carbonate component of the treated formation, improves the injectivity of low-permeability interlayers and prevents the closure of fractures after exposure to a thermal gas-chemical reaction of a binary mixture.
По предлагаемому способу проводят комплекс геофизических исследований на обрабатываемом пласте высоковязкой нефти или битума и исследования керна. Определяют проницаемость пласта, нефтенасыщенную толщину пласта, начальные пластовые давление и температуру, общую толщину пласта, дебит жидкости. Предварительно определяют приемистость добывающей скважины, вязкость нефти в пластовых условиях и минерализацию попутно добываемой воды.According to the proposed method, a complex of geophysical surveys is carried out on a treated formation of high-viscosity oil or bitumen and a core study. Formation permeability, oil-saturated formation thickness, initial formation pressure and temperature, total formation thickness, liquid flow rate are determined. The injectivity of the production well, the viscosity of the oil in reservoir conditions and the salinity of the produced water are preliminarily determined.
Устанавливают низ колонны насосно-компрессорных труб на подошву обрабатываемого пласта (не ниже 0,5 м подошвы обрабатываемого пласта), при наличии нескольких пропластков – на подошву нижнего обрабатываемого пласта (не ниже 0,5 м подошвы нижнего обрабатываемого пласта). Проверяют колонну насосно-компрессорных труб на герметичность.The bottom of the tubing string is installed on the bottom of the treated formation (not lower than 0.5 m of the bottom of the treated formation), in the presence of several interlayers - on the bottom of the lower treated formation (not lower than 0.5 m of the bottom of the lower treated formation). Check tubing string for tightness.
Перед проведением работ производят опрессовку насосно-компрессорных труб и арматуры на 1,5 кратное от ожидаемого рабочего давления, но не менее 15,0 МПа.Before carrying out work, pressure testing of tubing and fittings is carried out by 1.5 times the expected working pressure, but not less than 15.0 MPa.
Устанавливают пакер на глубину до 20 м выше верхних перфорационных отверстий верхнего интервала перфорации. Устанавливают хвостовую часть насосно-компрессорных труб ниже пакера на подошву обрабатываемого пласта (не ниже 0,5 м подошвы обрабатываемого пласта). The packer is set to a depth of up to 20 m above the upper perforations of the upper perforation interval. The tail part of the tubing is installed below the packer on the bottom of the treated formation (not lower than 0.5 m of the bottom of the treated formation).
В зависимости от приемистости добывающей скважины определяют объем бинарной смеси. При приемистости от 48 до 249 м3/сут закачивают 2-4 м3 бинарной смеси на 1 м вскрытой толщины продуктивного обрабатываемого пласта, при приемистости от 250 м3/сут до 360 м3/сут закачивают 4-7 м3 бинарной смеси на 1 м вскрытой толщины продуктивного обрабатываемого пласта.Depending on the injectivity of the production well, the volume of the binary mixture is determined. With an injectivity of 48 to 249 m 3 /day, 2-4 m 3 of a binary mixture is pumped per 1 m of the exposed thickness of the productive formation being treated, with an injectivity of 250 m 3 /day to 360 m 3 /day, 4-7 m 3 of a binary mixture are pumped per 1 m of the exposed thickness of the productive processed layer.
В качестве бинарной смеси используют раствор, содержащий 50-55 %-ный водный раствор аммиачной селитры и 45-50 %-ный водный раствор нитрита натрия в объемном соотношении указанных водных растворов 1:1.As a binary mixture, a solution containing a 50-55% aqueous solution of ammonium nitrate and a 45-50% aqueous solution of sodium nitrite in a 1:1 volume ratio of these aqueous solutions is used.
Готовят бинарную смесь, так 45-50 %-ный водный раствор нитрита натрия вводят в 50-55 %-ный водный раствор аммиачной селитры из расчета 1 м3 45-50 %-ного водного раствора нитрита натрия на 1 м3 50-55 %-ного водного раствора аммиачной селитры. Предлагаемые концентрация и соотношение объемов водных растворов аммиачной селитры и нитрита натрия бинарной смеси дает максимально высокую температуру термогазохимической реакции и протекание термогазохимической реакции в основной части бинарной смеси, что приводит к наиболее эффективному прогреву обрабатываемого пласта.A binary mixture is prepared, so a 45-50% aqueous solution of sodium nitrite is introduced into a 50-55% aqueous solution of ammonium nitrate at the rate of 1 m 3 of a 45-50% aqueous solution of sodium nitrite per 1 m 3 50-55% -th aqueous solution of ammonium nitrate. The proposed concentration and volume ratio of aqueous solutions of ammonium nitrate and sodium nitrite of the binary mixture gives the highest temperature of the thermogas chemical reaction and the occurrence of the thermogas chemical reaction in the main part of the binary mixture, which leads to the most efficient heating of the treated formation.
Далее производят закачку инициатора взаимодействия. Выбирают инициатор взаимодействия бинарной смеси в зависимости от необходимой температуры разогрева обрабатываемого пласта, определяемой по вязкости нефти в пластовых условиях и минерализации попутно добываемой воды. Определение вязкости нефти в пластовых условиях и минерализации попутно добываемой воды с целью выбора инициатора взаимодействия позволяет провести обработку пласта в «щадящем» режиме, что исключает преобразование нефти в пластовых условиях и отрицательное воздействие на цементный камень за эксплуатационной колонной, обеспечивает доставку его в зону протекания термогазохимической реакции, перемешивание с бинарной смесью в пласте и протекание реакции в полном объеме.Next, the interaction initiator is downloaded. The binary mixture interaction initiator is selected depending on the required heating temperature of the treated formation, determined by the viscosity of the oil in the formation conditions and salinity of the produced water. Determination of oil viscosity in reservoir conditions and salinity of produced water in order to select an initiator of interaction makes it possible to treat the reservoir in a “sparing” mode, which eliminates the conversion of oil in reservoir conditions and the negative impact on the cement stone behind the production casing, ensures its delivery to the flow zone of the thermal gas chemical reaction, mixing with the binary mixture in the reservoir and the reaction proceeding in full.
При вязкости нефти в пластовых условиях от 30 мПа·с до 500 мПа·с и минерализации попутно добываемой воды от 200 г/дм3 и выше в качестве инициатора взаимодействия используют реагент Жель в объеме 1-3 % (объем инициатора взаимодействия увеличивают с увеличением приемистости) от объема бинарной смеси. У реагента Жель максимальной температурой разогрева на фронте окисления обрабатываемого пласта составляет 102 °С. При вязкости нефти в пластовых условиях от 30 мПа·с до 500 мПа·с и минерализации попутно добываемой воды ниже 200 г/дм3 в качестве инициатора взаимодействия используют формалин в объеме 1-3 % (объем инициатора взаимодействия увеличивают с увеличением приемистости) от объема бинарной смеси. У формалина максимальная температура разогрева на фронте окисления обрабатываемого пласта составляет 100 °С. При вязкости нефти в пластовых условиях до 30 мПа·с и любой минерализации попутно добываемой воды в качестве инициатора взаимодействия используют 15 %-ный водный раствор сульфаминовой кислоты в объеме 3-5 % (объем инициатора взаимодействия увеличивают с увеличением приемистости) от объема бинарной смеси. У 15 %-ного водного раствора сульфаминовой кислоты максимальная температура разогрева на фронте окисления обрабатываемого пласта составляет 90 °С.With oil viscosity in reservoir conditions from 30 mPa s to 500 mPa s and salinity of produced water from 200 g / dm 3 and higher, the Zhel reagent is used as an interaction initiator in a volume of 1-3% (the volume of the interaction initiator is increased with an increase in injectivity ) on the volume of the binary mixture. For the Zhel reagent, the maximum heating temperature at the oxidation front of the treated formation is 102 °C. When the viscosity of oil in reservoir conditions is from 30 mPa s to 500 mPa s and the salinity of produced water is below 200 g/dm binary mixture. In formalin, the maximum heating temperature at the oxidation front of the treated formation is 100 °C. With oil viscosity in reservoir conditions up to 30 mPa s and any salinity of produced water, a 15% aqueous solution of sulfamic acid is used as an interaction initiator in a volume of 3-5% (the volume of the interaction initiator increases with increasing injectivity) of the volume of the binary mixture. For a 15% aqueous solution of sulfamic acid, the maximum heating temperature at the oxidation front of the treated formation is 90 °C.
Так как при минерализации попутно добываемой воды от 200 г/дм3 и выше происходят образование накипи и процессы коррозии, а также появляются окалины, то в способе применяют реагент Жель, который включает компоненты, препятствующие выпадению осадков и продуктов коррозии. Since the salinity of produced water from 200 g/dm 3 and above causes scale formation and corrosion processes, as well as scales, the method uses the Zhel reagent, which includes components that prevent precipitation and corrosion products.
Подобранная концентрация инициатора взаимодействия позволяет замедлить начало реакции бинарной смеси, снижая взрывоопасность способа. The selected concentration of the interaction initiator makes it possible to slow down the onset of the reaction of the binary mixture, reducing the explosiveness of the method.
Далее производят закачку кислотного состава в объеме, равном половине объема бинарной смеси, а в качестве кислотного состава используют 12 % -ный водный раствор ингибированной соляной кислоты.Next, the acid composition is injected in a volume equal to half the volume of the binary mixture, and a 12% aqueous solution of inhibited hydrochloric acid is used as the acid composition.
Способ в промысловых условиях осуществляют в следующей последовательности.The method in field conditions is carried out in the following sequence.
Бинарную смесь готовят в производственных цехах по приготовлению химпродуктов и доставляют по отдельности на добывающую скважину в автоцистернах в виде 50-55 %-ного водного раствора аммиачной селитры и 45-50 %-ного водного раствора нитрита натрия.The binary mixture is prepared in production shops for the preparation of chemical products and delivered separately to the production well in tank trucks in the form of a 50-55% aqueous solution of ammonium nitrate and a 45-50% aqueous solution of sodium nitrite.
Отдельно в автоцистерне доставляют на добывающую скважину инициатор взаимодействия.Separately, the initiator of interaction is delivered to the production well in a tank truck.
Закачивают бинарную смесь, состоящую из 50-55 %-ного водного раствора аммиачной селитры и 45-50 %-ного водного раствора нитрита натрия, по колонне насосно-компрессорных труб (раствор нитрита натрия и раствор аммиачной селитры закачивают одновременно через тройниковое устройство, из расчета 1м3 нитрита натрия на 1 м3 аммиачной селитры).A binary mixture consisting of a 50-55% aqueous solution of ammonium nitrate and a 45-50% aqueous solution of sodium nitrite is pumped through the tubing string (sodium nitrite solution and ammonium nitrate solution are pumped simultaneously through a tee device, based on 1 m 3 sodium nitrite per 1 m 3 ammonium nitrate).
Закачивают буфер жидкости глушения в объёме 0,5–1,0 м3.The killing fluid buffer is pumped in the volume of 0.5–1.0 m 3 .
Затем закачивают весь объем инициатора взаимодействия по колонне насосно-компрессорных труб на минимально возможной скорости работы насосного агрегата, минимальная скорость закачки инициатора реакции регулирует скорость термогазохимической реакции бинарной смеси, не взрывоопасно.Then, the entire volume of the interaction initiator is pumped through the tubing string at the minimum possible speed of the pumping unit, the minimum injection rate of the reaction initiator controls the rate of the thermal gas-chemical reaction of the binary mixture, it is not explosive.
Продавливают инициатор взаимодействия в обрабатываемый пласт жидкостью глушения в объеме, превышающем объем насосно-компрессорных труб на 5–10 %. Далее производят остановку добывающей скважины на реагирование на 3-5 ч.The interaction initiator is forced into the treated formation with a killing fluid in a volume exceeding the volume of tubing by 5–10%. Next, the production well is shut down for response for 3-5 hours.
После технологической остановки добывающей скважины на термогазохимическую реакцию (3-5 ч) в добывающую скважину закачивают кислотный состав - 12 % -ный водный раствор ингибированной соляной кислоты в объеме, равном половине объема бинарной смеси, на максимально возможной скорости с расходом не менее 10 м³/ч, и продавливают в пласт жидкостью глушения в объеме насосно - компрессорных труб плюс 1-2 м3, обеспечивающим вытеснение 12 % -ного водного раствора ингибированной соляной кислоты из добывающей скважины. After the technological shutdown of the production well for a thermal gas chemical reaction (3-5 hours), an acid composition is pumped into the production well - a 12% aqueous solution of inhibited hydrochloric acid in a volume equal to half the volume of the binary mixture, at the maximum possible speed with a flow rate of at least 10 m³ / h, and forced into the formation with a kill fluid in the volume of tubing plus 1-2 m 3 , ensuring the displacement of a 12% aqueous solution of inhibited hydrochloric acid from the production well.
Оставляют добывающую скважину на реагирование в течении 24 ч.Leave the production well to respond within 24 hours.
Проводят заключительные работы по освоению добывающей скважины.Carry out the final work on the development of the production well.
Примеры практического применения способа.Examples of practical application of the method.
Пример 1. На добывающей скважине выполнили геофизические и гидродинамические исследования, приемистость составила 48 м3/сут, перфорированная толщина пласта (пластов) h = 5 м (интервал пласта 1322-1327 м), вязкость нефти в пластовых условиях – 30 мПа·с, минерализация попутно добываемой воды –250 г/дм3, начальный дебит скважины по нефти –1,3 т/сут и обводненность добываемой продукции – 90 %, плотность воды – 1,17 кг/л. В скважину спустили насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм на глубину 1327 м. Объем насосно-компрессорных труб равен 4,0 м3.Example 1. Geophysical and hydrodynamic surveys were performed at a production well, the injectivity was 48 m 3 /day, the perforated thickness of the reservoir (layers) h = 5 m (formation interval 1322-1327 m), oil viscosity in reservoir conditions - 30 MPa s, salinity of produced water -250 g/dm 3 , initial well flow rate for oil -1.3 t/day and water cut of the extracted product - 90%, water density - 1.17 kg/l. Tubing with a diameter of 73 mm was lowered into the well to a depth of 1327 m. The volume of tubing is 4.0 m 3 .
Установили пакер на глубину до 20 м выше верхних перфорационных отверстий верхнего интервала перфорации, хвостовая часть насосно-компрессорных труб ниже пакера устанавливается на подошву обрабатываемого пласта. The packer was set to a depth of up to 20 m above the upper perforations of the upper perforation interval, the tail part of the tubing below the packer is installed on the bottom of the formation being treated.
Определили объем бинарной смеси. При приемистости 48 м3/сут объем бинарной смеси составил 10 м3. The volume of the binary mixture was determined. With an injectivity of 48 m 3 /day, the volume of the binary mixture was 10 m 3 .
Закачали бинарную смесь, состоящую из 50 %-ного водного раствора аммиачной селитры в объеме 5 м3 и 45 %-ного водного раствора нитрита натрия в объеме 5 м3 по колонне насосно-компрессорных труб.A binary mixture consisting of a 50% aqueous solution of ammonium nitrate in a volume of 5 m 3 and a 45% aqueous solution of sodium nitrite in a volume of 5 m 3 was pumped through the tubing string.
Продавили буфером жидкости глушения в объёме 0,5 м3. Squeezed buffer liquid killing in the amount of 0.5 m 3 .
Закачали инициатор взаимодействия - реагент Жель в объеме 0,1 м3 по колонне насосно-компрессорных труб на минимально возможной скорости работы насосного агрегата.Uploaded the initiator of the interaction - reagent Jelly in a volume of 0.1 m 3 on the tubing string at the lowest possible speed of the pumping unit.
Продавили инициатор взаимодействия в пласт жидкостью глушения в объеме 4,5 м3, оставили скважину на технологическую паузу в течение 3 ч. The interaction initiator was forced into the formation with a killing fluid in a volume of 4.5 m 3 , the well was left for a technological pause for 3 hours.
После чего закачали в скважину 12 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты, в объеме 5 м3 на максимально возможной скорости. After that, a 12% aqueous solution of inhibited hydrochloric acid was pumped into the well, in a volume of 5 m 3 at the maximum possible speed.
Продавили 12 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты в пласт жидкостью глушения в объеме насосно – компрессорных труб плюс 1-2 м3 (6 м3).A 12% aqueous solution of inhibited hydrochloric acid was forced into the formation with a kill fluid in the volume of tubing plus 1-2 m 3 (6 m 3 ).
Оставили скважину на реагирование в течении 24 часов. Провели заключительные работы по освоению скважины в соответствии с планом работ заказчика.The well was left for response within 24 hours. We carried out the final work on the development of the well in accordance with the work plan of the customer.
Результаты исследований скважины показали, что дебит нефти составил 2,9 т/сут, прирост дебита нефти – 1,6, обводненность – 75 %, обводненность уменьшилась на 15 % (см. пример 1, табл.).The well test results showed that the oil flow rate was 2.9 t/day, the increase in oil production rate was 1.6, the water cut was 75%, and the water cut decreased by 15% (see example 1, table).
Пример 2. На добывающей скважине выполнили геофизические и гидродинамические исследования, приемистость составила 285 м3/сут, интервал перфорации пласта – 7,6 м (интервал пласта 1210 - 1217,6 м), вязкость нефти в пластовых условиях – 255 мПа·с, минерализация попутно добываемой воды – 180 г/дм3, начальный дебит скважины по нефти –3,3 т/сут и обводненность добываемой продукции – 86 %, плотность воды – 1,12 кг/л. В скважину спустили насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм на глубину 1217 м. Объем насосно-компрессорных труб равен 3,7 м3.Example 2. Geophysical and hydrodynamic studies were performed at a production well, the injectivity was 285 m 3 /day, the formation perforation interval was 7.6 m (formation interval 1210 - 1217.6 m), the oil viscosity in reservoir conditions was 255 mPa s, salinity of produced water - 180 g/dm 3 , initial well flow rate for oil - 3.3 t/day and water cut of the produced product - 86%, water density - 1.12 kg/l. Tubing with a diameter of 73 mm was lowered into the well to a depth of 1217 m. The volume of tubing is 3.7 m 3 .
Установили пакер на глубину до 20 м выше верхних перфорационных отверстий верхнего интервала перфорации, хвостовая часть насосно-компрессорных труб ниже пакера устанавливается на подошву обрабатываемого пласта.The packer was set to a depth of up to 20 m above the upper perforations of the upper perforation interval, the tail part of the tubing below the packer is installed on the bottom of the formation being treated.
Определили объем бинарной смеси. При приемистости 285 м3/сут объем бинарной смеси составил 37,58 м3. The volume of the binary mixture was determined. With an injectivity of 285 m 3 /day, the volume of the binary mixture was 37.58 m 3 .
Закачали бинарную смесь, состоящую из 53,3 %-ного водного раствора аммиачной селитры в объеме 18,79 м3 и 48,3 %-ного водного раствора нитрита натрия в объеме 18,79 м3 по колонне насосно-компрессорных труб.A binary mixture consisting of a 53.3% aqueous solution of ammonium nitrate in a volume of 18.79 m 3 and a 48.3% aqueous solution of sodium nitrite in a volume of 18.79 m 3 was pumped through the tubing string.
Продавили буфером жидкости глушения в объёме 0,8 м3.Squeezed buffer killing liquid in the amount of 0.8 m 3 .
Закачали инициатор взаимодействия - формалин в объеме 0,75 м3 по колонне насосно-компрессорных труб на минимально возможной скорости работы насосного агрегата. The interaction initiator was pumped - formalin in the amount of 0.75 m 3 through the tubing string at the lowest possible speed of the pumping unit.
Продавили инициатор взаимодействия в пласт жидкостью глушения в объеме 4 м3. The interaction initiator was forced into the formation with a kill fluid in a volume of 4 m 3 .
Оставили скважину на технологическую паузу на 5 ч.The well was left for a technological pause for 5 hours.
После чего закачали в скважину 12 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты, в объеме 18,79 м3 на максимально возможной скорости.After that, a 12% aqueous solution of inhibited hydrochloric acid was pumped into the well, in a volume of 18.79 m 3 at the maximum possible speed.
Продавили 12 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты в пласт жидкостью глушения в объеме насосно – компрессорных труб плюс 1-2 м3 (5,7 м3).A 12% aqueous solution of inhibited hydrochloric acid was forced into the formation with a kill fluid in the volume of tubing plus 1-2 m 3 (5.7 m 3 ).
Оставили скважину на реагирование в течении 24 ч. The well was left for response within 24 hours.
Провели заключительные работы по освоению скважины в соответствии с планом работ заказчика.We carried out the final work on the development of the well in accordance with the work plan of the customer.
Результаты исследований скважины показали, что дебит нефти составил 5,9 т/сут, прирост дебита нефти – 2,6, обводненность – 62 %, обводненность уменьшилась на 24 % (см. пример 14, табл.).The well test results showed that the oil flow rate was 5.9 t/day, the increase in oil production rate was 2.6, the water cut was 62%, and the water cut decreased by 24% (see example 14, table).
Остальные примеры практического применения способа обработки нефтяного пласта выполнили аналогично, их результаты приведены в таблице.Other examples of practical application of the oil reservoir treatment method were performed similarly, their results are shown in the table.
Из таблицы видно, что после проведения предлагаемого способа происходит увеличение среднесуточного дебита нефти на одну добывающую скважину в среднем на 1,99 т/сут и снижение обводненности добываемой продукции в среднем на 20,33 %.The table shows that after carrying out the proposed method, there is an increase in the average daily oil production rate per production well by an average of 1.99 t/day and a decrease in the water cut of the produced products by an average of 20.33%.
Полученные результаты показывают, что способ обработки нефтяного пласта в добывающей скважине повышает эффективность обработки призабойной зоны нефтяного пласта, а именно увеличивает охват воздействием, расширяет технологические возможности способа за счет регулирования термогазохимической реакции в щадящем температурном режиме путем учета приемистости скважины и объема закачиваемой бинарной смеси, безопасной для применения на устье скважины, обладающей низкой взрывоопасностью, при этом снижается коррозия колонны насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонны в зоне продуктивного пласта.The results obtained show that the method of treating an oil reservoir in a production well increases the efficiency of treating the bottomhole zone of an oil reservoir, namely, it increases the exposure coverage, expands the technological capabilities of the method by regulating the thermogas-chemical reaction in a sparing temperature regime by taking into account the injectivity of the well and the volume of the injected binary mixture, which is safe for use at the wellhead, which has a low explosion hazard, while reducing corrosion of the tubing string and production string in the productive formation zone.
Таблица. Результаты осуществления способа обработки нефтяного пластаTable. The results of the implementation of the method of processing an oil reservoir
Полезная модель относится к измельчительному оборудованию торфяной промышленности и может найти применение при добыче торфяного сырья карьерным способом для измельчения экскавированного торфяного сырья с одновременным его усреднением и сепарацией древесных включений. The utility model relates to grinding equipment of the peat industry and can be used in the extraction of peat raw materials by a quarry method for grinding excavated peat raw materials with its simultaneous homogenization and separation of wood inclusions.
Известен фрезерный культиватор (Авторское свидетельство SU 1445570, опубл. 23.12.1988), включающий раму и два симметрично расположенных горизонтальных фрезерных барабана, каждый из которых посредством шарнирной муфты соединен с механизмом привода и снабжен кожухами. A milling cultivator is known (Author's certificate SU 1445570, publ. 12/23/1988), including a frame and two symmetrically arranged horizontal milling drums, each of which is connected to the drive mechanism by means of a swivel coupling and is provided with casings.
Недостатком является симметричное расположение горизонтальных фрезерных барабанов, при работе которых измельченное торфяное сырье скапливается в полости барабанов, что требует остановки технологического процесса, чистки оборудования и приводит к снижению производительности устройства.The disadvantage is the symmetrical arrangement of the horizontal milling drums, during which the crushed peat material accumulates in the cavity of the drums, which requires stopping the process, cleaning the equipment and leads to a decrease in the productivity of the device.
Известна режущая коронка для горной машины (патент РФ № 2096611, опубликовано 20.11.1997) включающая полый корпус, лобовину, винтовые лопасти, держатели и подразделяющие инструменты. Known cutting crown for a mining machine (RF patent No. 2096611, published 20.11.1997) including a hollow body, frontal, helical blades, holders and separating tools.
Недостатком является сплошная форма породоразрушающего инструмента. При вращении и перемещении корпуса коронки породоразрушающий инструмент вступает во взаимодействие с разрушаемым материалом и осуществляет его разрушение. После разрушения породоразрушающий инструмент подгребает отбитую горную массу к специальному погрузочному устройству, тем самым затрачивая дополнительную энергию на перемещение разрушенного материала, что приводит к снижению производительности устройства.The disadvantage is the solid shape of the rock cutting tool. When rotating and moving the body of the bit, the rock cutting tool interacts with the material to be destroyed and destroys it. After the destruction, the rock cutting tool rakes the broken rock mass to a special loading device, thereby spending additional energy on moving the destroyed material, which leads to a decrease in the productivity of the device.
Известен фрезерный барабан для машин, добывающих измельченный торф (Авторское свидетельство СССР № 25583, опубликовано 31.03.1932), включающий расположенные по образующим цилиндра, связанные на валу его муфтами уголковые полосы. На несущих полках последних укреплена вертикально пилообразно зазубренная полоса в один или несколько винтовых ходов, причем зубцы, составленной из отдельных кольцевых или сегментных частей, полосы снабжены с рабочей стороны режущей поверхностью в виде верхней полого скошенной грани, предназначенной для фрезерования пней, и нижней крутой – для фрезерования торфяной массы.Known milling drum for machines extracting crushed peat (USSR author's certificate No. 25583, published 03/31/1932), including located along the generatrix of the cylinder, connected on the shaft by its couplings corner strips. On the bearing shelves of the latter, a vertically sawtooth serrated strip is fixed in one or several helical passages, and the teeth, composed of separate annular or segment parts, the strip is provided on the working side with a cutting surface in the form of an upper hollow beveled edge intended for milling stumps, and a steep lower one - for milling peat mass.
Недостатком технического решения являются наличие зубцов пилообразной полосы. При взаимодействии зубцов с разрушаемым материалом подвергаются измельчению все древесные включения, поступающие с торфяным сырьем, и не сепарируются крупные древесные включения, тем самым затрачивая дополнительную энергию на измельчение, а также снижая качество измельченного торфяного сырья, повышая его засоренность древесными включениями, что приводит к снижению качества. The disadvantage of the technical solution is the presence of sawtooth strip teeth. When the teeth interact with the destructible material, all wood inclusions coming with peat raw material are crushed and large wood inclusions are not separated, thereby spending additional energy on grinding, as well as reducing the quality of the crushed peat raw material, increasing its clogging with wood inclusions, which leads to a decrease in quality.
Известно устройство для экскавации торфяной залежи (Авторское свидетельство SU № 179747, опубликовано 28.11.1966), которое включает фрезу и рассекатели. Фреза выполнена в виде насаженных на вал дисков с прикрепленными на них плоскими изогнутыми ножами, расположенными по винтовой линии пространственного цилиндра, образуемого вращением дисков.A device for excavating a peat deposit is known (Author's certificate SU No. 179747, published 11/28/1966), which includes a cutter and dividers. The cutter is made in the form of disks mounted on a shaft with flat curved knives attached to them, located along a helix of a spatial cylinder formed by rotation of the disks.
Недостатком является то, что в конструкции рассматриваемого устройства расстояние между плоскими изогнутыми ножами, установленными на дисках слишком большое, следовательно, при использовании данной фрезы для измельчения экскавированного торфяного сырья нарушенной структуры, часть торфяного сырья будет попадать в полость пространственного цилиндра не подвергаясь измельчению, тем самым снижает производительность устройства и качество продукции. The disadvantage is that in the design of the device under consideration, the distance between the flat curved knives mounted on the disks is too large, therefore, when using this cutter for grinding excavated peat raw material of a disturbed structure, part of the peat raw material will fall into the cavity of the spatial cylinder without being crushed, thereby reduces device performance and product quality.
Известен исполнительный орган устройства для разрушения минеральных сред и искусственных материалов (патент РФ № 2055184, опубликовано 27.02.1996), принятый за прототип, состоящий из корпуса в виде барабана цилиндрической формы и закрепленных на барабане инструменто-держателей с разрушающими инструментами.Known is the executive body of a device for the destruction of mineral environments and artificial materials (RF patent No. 2055184, published on February 27, 1996), adopted as a prototype, consisting of a body in the form of a cylindrical drum and tool holders mounted on the drum with destructive tools.
Недостатком данного исполнительного органа является барабан цилиндрической формы, установленный на горизонтальной оси, что приводит к скоплению материала внутри барабана, забиванию полости конструкции материалом и, как следствие, снижению производительности устройства. disadvantage This executive body is a cylindrical drum mounted on a horizontal axis, which leads to accumulation of material inside the drum, clogging of the cavity of the structure with material and, as a result, a decrease in the performance of the device.
Техническим результатом является снижение энергоемкости процесса измельчения и усреднение торфяного сырья и сепарация древесных включений.The technical result is a reduction in the energy intensity of the grinding process and the homogenization of peat raw materials and the separation of wood inclusions.
Технический результат достигается тем, что ось барабана расположена под углом α в диапазоне от 6 до 10° к горизонту таким образом, что поверхность барабана в нижней части лежит под двойным углом конусности β, а в верхней – горизонтальна, The technical result is achieved by the fact that the axis of the drum is located at an angle α in the range from 6 to 10° to the horizon in such a way that the surface of the drum in the lower part lies at a double taper angle β, and in the upper part it is horizontal,
разрушающий инструмент выполнен в форме проходных полукольцевых ножей, которые выполненные в виде косых отрезков трубы с режущей кромкой, причем каждый нож установлен на конической поверхности барабана над овальным отверстием, которое выполнено на образующей конического барабана.the destructive tool is made in the form of penetrating semi-annular knives, which are made in the form of oblique pipe sections with a cutting edge, each knife is installed on the conical surface of the drum above the oval hole, which is made on the generatrix of the conical drum.
Устройство поясняется следующими фигурами: The device is illustrated by the following figures:
фиг. 1– общая схема устройства;fig. 1 - general scheme of the device;
фиг. 2 – общая схема устройства, вид спереди;fig. 2 – general scheme of the device, front view;
фиг. 3 – проходной полукольцевой нож;fig. 3 - through semi-circular knife;
фиг. 4 – проходной полукольцевой нож, вид спереди;fig. 4 - semicircular knife through passage, front view;
фиг. 5 – проходной полукольцевой нож, вид сбоку, где:fig. 5 - through semicircular knife, side view, where:
1 – полый барабан;1 - hollow drum;
2 – проходные полукольцевые ножи;2 - through semi-circular knives;
3 – бункер-питатель;3 - bunker-feeder;
4 – угол α;4 – angle α;
5 – угол β;5 – angle β;
Устройство для фрезерной обработки экскавированного торфяного сырья содержит исполнительный орган, состоящий из полого барабана 1 (фиг. 1, 2) в форме конуса, на нем жёстко закреплены проходные полукольцевые ножи 2 (фиг. 1 - 5). Бункер-питатель 3 (фиг. 1, 2) жёстко закреплен на полом барабане 1. Разрушающий инструмент выполнен в форме проходных полукольцевых ножей 2 (фиг. 1 - 5) выполненных в форме косых отрезков труб с режущей кромкой. Проходные полукольцевые ножи 2 установлены на конической поверхности барабана над овальными отверстиями, а сами отверстия выполнены на образующей конического барабана. Ось барабана расположена под углом α 4 в диапазоне от 6 до 10° к горизонту таким образом, что поверхность барабана в нижней части лежит под двойным углом конусности β 5, а в верхней – горизонтальна. При расположении оси фрезы под углом α <6° эвакуация измельченного торфяного сырья будет затрудняться, и оно будет накапливаться в полости барабана, что может привести к снижению производительности устройства. При расположении оси фрезы под углом α >10° рабочая поверхность фрезы уменьшится, что может привести к снижению производительности. The device for milling excavated peat raw materials contains an executive body consisting of a hollow drum 1 (Fig. 1, 2) in the form of a cone, semi-circular knives 2 are rigidly fixed on it (Fig. 1 - 5). The hopper-feeder 3 (Fig. 1, 2) is rigidly fixed on the hollow drum 1. The destructive tool is made in the form of through semi-circular knives 2 (Fig. 1 - 5) made in the form of oblique pipe sections with a cutting edge. Passage semicircular knives 2 are installed on the conical surface of the drum above the oval holes, and the holes themselves are made on the generatrix of the conical drum. The axis of the drum is located at an angle α 4 in the range from 6 to 10° to the horizon in such a way that the surface of the drum in the lower part lies at a double taper angle β 5, and in the upper part it is horizontal. When the cutter axis is located at an angle α <6°, the evacuation of crushed peat material will be difficult, and it will accumulate in the drum cavity, which can lead to a decrease in device performance. When the cutter axis is located at an angle α>10°, the working surface of the cutter will decrease, which can lead to a decrease in productivity.
Устройство работает следующим образом. Экскавированное торфяное сырье поступает в бункер-питатель 3 (фиг.1, 2) устройства для фрезерной обработки экскавированного торфяного сырья и под собственным весом опускается на поверхность исполнительного органа, выполненного в виде конического полого барабана 1 (фиг.1, 2). При вращении конического полого барабана проходные полукольцевые ножи 2 (фиг.1-5) отрезают стружки торфяного сырья, которые под действием собственного веса попадают внутрь барабана и высыпаются в штабель.The device works as follows. The excavated peat material enters the feed hopper 3 (figure 1, 2) device for milling excavated peat material and under its own weight falls on the surface of the executive body, made in the form of a conical hollow drum 1 (figure 1, 2). During the rotation of the conical hollow drum through semicircular knives 2 (figure 1-5) cut off the chips of peat raw materials, which under the action of their own weight fall inside the drum and spill into the stack.
Устройство позволяет при фрезерной обработке экскавированного торфяного сырья нарушенной структуры обрабатываемый материал не подвергается перемещению проходными полукольцевыми ножами, а попадает внутрь барабанной фрезы под собственным весом и покидает его полость за счет того, что ось фрезы расположена под углом.The device allows, during milling processing of excavated peat raw materials of a disturbed structure, the processed material is not subjected to movement by semi-circular knives, but gets inside the drum cutter under its own weight and leaves its cavity due to the fact that the cutter axis is located at an angle.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021124922A RU2766283C1 (en) | 2021-08-23 | 2021-08-23 | Oil formation treatment method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021124922A RU2766283C1 (en) | 2021-08-23 | 2021-08-23 | Oil formation treatment method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2766283C1 true RU2766283C1 (en) | 2022-03-11 |
Family
ID=80736467
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021124922A RU2766283C1 (en) | 2021-08-23 | 2021-08-23 | Oil formation treatment method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2766283C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2813270C1 (en) * | 2023-02-27 | 2024-02-08 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Method for treating bottomhole and remote zones of oil and gas bearing formation |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20140090839A1 (en) * | 2012-05-29 | 2014-04-03 | Saudi Arabian Oil Company | Enhanced oil recovery by in-situ steam generation |
| 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 |
| RU2527437C2 (en) * | 2012-03-27 | 2014-08-27 | Виктор Борисович Заволжский | Method of thermochemical fracturing |
| RU2637259C2 (en) * | 2015-12-28 | 2017-12-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Thermo-gas-chemical binary composition and method for treatment of bottom-hole and remote zones of oil and gas bearing formation |
| US20170349806A1 (en) * | 2016-06-07 | 2017-12-07 | Joshua Mathias | Binary mixture systems |
| RU2696714C1 (en) * | 2018-06-14 | 2019-08-05 | Акционерное общество "Сибнефтемаш" | Method for thermo-chemical treatment of oil reservoir |
-
2021
- 2021-08-23 RU RU2021124922A patent/RU2766283C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2527437C2 (en) * | 2012-03-27 | 2014-08-27 | Виктор Борисович Заволжский | Method of thermochemical fracturing |
| US20140090839A1 (en) * | 2012-05-29 | 2014-04-03 | Saudi Arabian Oil Company | Enhanced oil recovery by in-situ steam generation |
| 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 |
| RU2637259C2 (en) * | 2015-12-28 | 2017-12-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Thermo-gas-chemical binary composition and method for treatment of bottom-hole and remote zones of oil and gas bearing formation |
| US20170349806A1 (en) * | 2016-06-07 | 2017-12-07 | Joshua Mathias | Binary mixture systems |
| RU2696714C1 (en) * | 2018-06-14 | 2019-08-05 | Акционерное общество "Сибнефтемаш" | Method for thermo-chemical treatment of oil reservoir |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2813270C1 (en) * | 2023-02-27 | 2024-02-08 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Method for treating bottomhole and remote zones of oil and gas bearing formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104066812B (en) | The tight gas volume increase being generated using original position nitrogen | |
| CA2744556C (en) | Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir | |
| US3262741A (en) | Solution mining of potassium chloride | |
| CA2967622A1 (en) | Process for in-situ leaching of high-grade uranium deposits | |
| Altunina et al. | Synergism of physicochemical and thermal methods intended to improve oil recovery from high-viscosity oil pools | |
| RU2766283C1 (en) | Oil formation treatment method | |
| RU2368769C2 (en) | Bottom-hole formation zone treatment method | |
| RU2721200C1 (en) | Method for thermo-chemical treatment of oil reservoir | |
| RU2616632C1 (en) | Method of killing of oil wells with high gas factor in permafrost conditions | |
| RU2456444C2 (en) | Acid treatment method of bottom-hole oil formation zone | |
| RU2224103C1 (en) | Device and method for thermochemical treatment of a productive layer | |
| RU2358093C1 (en) | Method of processing bottomhole zone of well | |
| WO2022159863A1 (en) | System and method for utilizing oolitic aragonite as a proppant in hydraulic fracking | |
| RU2579093C1 (en) | Method for repeated hydraulic fracturing | |
| SU883509A1 (en) | Method of conducting hydraulic treatment of coal bed | |
| RU2544932C2 (en) | Polymer liquid with initiated thickening for pumping to formation and methods for its application | |
| RU2756823C1 (en) | Enhanced oil recovery method | |
| US8361938B1 (en) | Stuck pipe and well stimulation additive and method | |
| RU2776539C1 (en) | Method for thermochemical treatment of oil reservoir with hard to recover reserves | |
| RU2755114C1 (en) | Layered oil reservoir development method | |
| SU1206431A1 (en) | Method of isolating bottom water in oil well | |
| RU2778919C1 (en) | Method for the production of high-viscosity oil and thermal gas-chemical composition for its implementation | |
| RU2527437C2 (en) | Method of thermochemical fracturing | |
| Biletski et al. | Caving control while drilling through highly dispersible clays at uranium deposits of Kazakhstan | |
| Pelger | Ch. F-8 Microbial Enhanced Oil Recovery Treatments and Wellbore Stimulation Using Microorganisms to Control Paraffin, Emulsion, Corrosion, and Scale Formation |