SU1002541A1

SU1002541A1 - Method of treating hole bottom zone of oil-bearing formation

Info

Publication number: SU1002541A1
Application number: SU813355130A
Authority: SU
Inventors: Григорий Алексеевич Орлов; Валентин Александрович Тачаев; Борис Евлампиевич Доброскок; Зиангир Мансурович Ахметов; Беньямин Абрамович Лерман; Григорий Ефимович Звагильский; Моисей Шейликович Кендис; Виктор Николаевич Глущенко; Галимзян Манапович Ахмадиев; Раис Мухисович Хузин
Original assignee: Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности; Сектор Нефтехимии Института Физико-Органической Химии И Углехимии Ан Усср
Priority date: 1981-11-18
Filing date: 1981-11-18
Publication date: 1983-03-07

Description

Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, конкретно к способам обработки призабойной зоны нефт ного пласта. Известен способ обработки призабойной зоны нефт ного пласта составом дл удалени асфальтен- и парафинсодержащих отложений. Состав соде жит воду, углеводородный растворител основание, диспергированное в водном носителе, и поверхностно-активное вещество 13Наиболее близким к изобретению по технической сущности вл етс спо соб обработки призабойной зоны нефт ного пласта, включающий закачку в пласт обрабатьшающего раствора. Способ основан на закачке в нефт ной пласт углеводородного растворител , выдержке его в зоне пласта и после дующем пуске скважины в работу 2. Недостатками этого способа вл ютс : интенсивное поглощение углево дородного растворител участками пласта с повышенной проницаемостью, вследствие чего участки пласта с ни кой проницаемостью остаютс менее обработа;1ными или совсем не обработанными , большой расход углеводород ного растворител / большое количест во технологических операций, в том числе проведение двух глушений скважины до и после обработки призабойной зоны. Цель изобретени - повышение эф- . фективности обработки и обеспечение одновременного глушени скважины. Поставленна цель достигаетс способом обработки призабойной зоны нефт ного пласта, включающем закачку в пласт обрабатывающего раствора, в качестве которого используют обратную эмульсию, содержащую в дисперсионной среде25-100% углеводородного растворител от объема этой среды. Обратна эмульси в качестве 067 рабатывающего раствора выполн ет одновременно и функцию жидкости глушени . Поэтому обработка призабойной зоны нефт ного пласта может быть совмещена с операцией подземного ремонта скважины. Надежность и эффективность предлагаемого способа объ сн етс тем, что обрабатывающий раствор, име достаточно высокую в зкость, не поглощаетс высокопроницаемой частью . продуктивного пласта, а наход щийс во внешней среде эмульсии растворитель равномерно фильтруетс по всейThe invention relates to the oil industry, specifically to methods for treating the near-wellbore zone of an oil formation. A known method of treating the bottomhole zone of an oil reservoir with a composition for removing asphaltene and paraffin-containing deposits. The composition contains water, a hydrocarbon solvent base, dispersed in an aqueous carrier, and a surfactant. 13 The method is based on the injection of a hydrocarbon solvent into the oil reservoir, holding it in the formation zone and after the next well start-up in operation 2. The disadvantages of this method are: intensive absorption of the hydrocarbon solvent by the reservoir with high permeability, as a result of which the reservoir is poorly permeable less processed; 1 or not at all; high consumption of hydrocarbon solvent / large number of technological operations, including two well kills before and after le processing bottomhole zone. The purpose of the invention is to increase the efficiency. processing efficiency and ensuring simultaneous well killing. This goal is achieved by the method of processing the wellbore zone of an oil reservoir, which involves injecting a treatment solution into the formation, which uses an inverse emulsion containing 25-100% of a hydrocarbon solvent per volume of this medium. The reverse emulsion as a 067 dilution solution also performs the function of a kill fluid. Therefore, the treatment of the bottomhole zone of the oil reservoir can be combined with the operation of the underground repair of the well. The reliability and efficiency of the proposed method is due to the fact that the processing solution, having a sufficiently high viscosity, is not absorbed by the highly permeable part. and the solvent in the external environment of the emulsion is uniformly filtered throughout

мощности пласта и равномерно его обрабатывает.reservoir power and evenly processes it.

В качестве углеводородного растворител используют продукт, получаемый , на установках подготовки... нефти и состо щий примерно на 30% бензина, 40% керосина и 30% сол ровой части, так называема , широка фракци ( дистилл т. Температура вспышки этого продукта составл етAs a hydrocarbon solvent, a product is obtained that is obtained in oil treatment plants and consists of about 30% gasoline, 40% kerosene and 30% salt, the so-called broad fraction (distillate. The flash point of this product is

-11 - . Обратна эмульси , в дисперсионной среде которой содержис 50% и более дистилл та, имеет температуру вспышки 15-20 С. Эта эмульси легко перекачиваетс не только порйневыми, но и центробежны ми насосами и не представл ет пожароопасности . Но самое важное, что раствор юща способность эмульсии, содержащей в дисперсионной среде углеводородный растворитель, не уступает по раствор ющей способности чистому растворителю,-eleven - . The reverse emulsion, in the dispersion medium of which contains 50% or more of the distillate, has a flashpoint of 15-20 C. This emulsion is easily pumped not only by perineal pumps, but also by centrifugal pumps and does not represent fire hazard. But the most important thing is that the dissolving ability of an emulsion containing a hydrocarbon solvent in a dispersion medium is not inferior in dissolving ability to a pure solvent,

Обратные эмульсии, используемью в качестве эадавочной жидкости, обладают необходимыми реологическими параметрами, присущими коллоидным системам (.в зкость, плотность, статческое напр жение сдвига и т.д.).. Причем эти параметры могут измен тьс в широком диапазоне. Так, обратные эмульсии, используемые в качестве жидкости глушени , могут иметь: в зкость 20-500; сП плотность 9502000 кг/м.Inverse emulsions, used as an adrenal liquid, have the necessary rheological parameters inherent in colloidal systems (viscosity, density, static shear stress, etc.). Moreover, these parameters can vary over a wide range. Thus, inverse emulsions used as a kill fluid may have: a viscosity of 20-500; cp density 9502000 kg / m.

Осуществление способа проводитс следующие образом.The implementation of the method is carried out as follows.

Провод т закачку в межтрубное пространство (в НКТ) обрабатывающег раствора (жидкости глушени , в качестве которого используетс обратна эм льси , содержаща во внешней сриде углеводородный растворитель.A tubing is pumped into the annular space (in the tubing) of the treatment solution (a killing fluid, which is used as a reverse emulsion containing a hydrocarbon solvent in the external environment.

Объем закачиваемой жидкости берес равным объему скважины 3-5 м. Закачка продолжаетс до по влени циркул ции этого раствора на устьеThe volume of the injected fluid is equal to the borehole volume of 3-5 m. The injection continues until this solution is circulated to the wellhead

скважины. Если при по влении циркул ции закачан не весь объем обрабатывающего раствора, то задвижка на НКТ ( межтрубье ) закрываетс , и оставшийс объем закачиваетс в скважинуwells. If not all of the treatment fluid is pumped during circulation, then the valve on the tubing (intertubular) is closed and the remaining volume is pumped into the well

5 при отсутствии циркул ции. Таким5 in the absence of circulation. So

образом, поднасосна скважинна жидкость задавливаетс в пласт, а на ее место в призабойной зоне скважины Ьстает обрабатывающий раствор.Thus, the sub-pump well fluid is crushed into the reservoir, and in its place in the well bottom-hole zone there is a processing solution.

0 Одна операци позвол ет доставить обрабатывающий раствор на забой и заглушить скважину.0 One operation allows the treatment solution to be delivered to the bottom and shut the well.

Во врем реагировани обрабаты5 вающего раствора с асфальто-смолистыми и парафинистыми отложени ми в зоне пласта, на НКТ и в колонне, так как скважина заглушена, можно производить подземный ремонт скважины. ЗаQ тем производ т пуск скважины в работу .During the reaction of the treatment solution with asphalt-resinous and paraffin deposits in the formation zone, on the tubing and in the column, since the well is plugged, it is possible to perform underground repair of the well. At the same time, the well is put into operation.

Раствор юща способность обратной эмульсии, содержащей углеводородный растворитель (широкую фракцию), оп5 редел етс в сравнении с чидтым углеводородным растворителем (широкой фракцией ) по следующей методике. Один грамм парафинисто-асфальто-битумных отложений, извлеченных из ;The dissolving capacity of the inverse emulsion containing a hydrocarbon solvent (broad fraction) is determined in comparison with the average hydrocarbon solvent (broad fraction) according to the following procedure. One gram of paraffin-asphalt-bitumen deposits extracted from;

0 скважины с подземным оборудованием, формируетс в виде круглой лепешки толщиной 4 мм. Кажда лепешечка помещаетс в 100 мл эмульсии с различным количеством дисперсионной среды,0 wells with underground equipment, formed in the form of a round pellet 4 mm thick. Each pellet is placed in a 100 ml emulsion with a different amount of dispersion medium,

с котора представлена нефтью девонских отложений, и с различным содержанием в ней растворител . После одно-, двух- и трехсуточной вьадержки содержимое каждой пробы процеживаетс через етку, остаток на сеткеwith which is represented by the oil of the Devonian sediments, and with different content of solvent in it. After a one-, two-, and three-day delay, the contents of each sample are filtered through a mesh, the remainder on the grid.

0 взвешиваетс , после чего подсчитываетс процент растворившегос или оставшегос испытуемого асфальто-смолистрго вещества, 0 is weighed, after which the percent dissolved or remaining of the test asphalt-resinous substance is calculated,

В таблице представлены результатыThe table presents the results.

5 исследований.5 studies.

О ОOh oh

(N VO(N VO

о оoh oh

смcm

аbut

оabout

ооoo

оabout

пP

1Л1L

юYu

оabout

1Л (N1L (N

1Л1L

о мabout m

о гоabout go

оabout

(М(M

о оoh oh

ооoo

SS

о оoh oh

чооchoo

1Л N tfl1L N tfl

tTltTl

ш гw g

1Л (N1L (N

о о oh oh

S.S.

шsh

1Л. 1L.

о inabout in

гg

(N ( Ч(N (H

МM

1Л1L

1Л N1L N

гсм fogs fo

о оoh oh

оо лoo l

о оoh oh

со гwith g

гVDgVD

лl

оabout

If) гIf) g

1Л .1L.

лl

1Л1L

ЧH

t-lt-l

о гоabout go

1Л1L

о оoh oh

гНrH

о оoh oh

оabout

о оoh oh

оabout

о оoh oh

ооoo

аbut

1Г)1G)

го оabout

о шabout sh

1Л1L

CNCN

о (about (

гоgo

1Л1L

inin

шsh

гмum

1Л го1L go

г1ЛG1L

о оoh oh

о о t-1about o t-1

о оoh oh

тЧPM

о оoh oh

гНrH

к с; и ьto s; and b

SS

&&

т н оt n o

(О(ABOUT

аbut

0)0)

S XS x

«о «"about "

а иa and

о оoh oh

1Л1L

ОABOUT

гЧMS

inin

гg

оabout

0000

VOVO

оabout

X VX v

« ш п"W p

и 0) 0 пand 0) 0 n

о щ g&o u g &

о смo see

Из таблицы видно, что с увеличением количества дисперсионной ( внешней ) среды, с увеличением содержани в ней углеводородного растворител увеличиваетс раствор юща способность обратной эмульсии. Однако при содержании растворител в количестве 25% от объема дисперсионной среды раствор юща способность эмульсии значительно снижаетс . С увеличе нием объема растворител в дисперсионной среде наблюдаетс повышение раствор ющей способности эмульсии. Сама высока раствор юща способность наблюдаетс в случае, когда дисперсионна среда представлена растворителем в полном объеме.The table shows that with an increase in the amount of the dispersion (external) medium, with an increase in the content of the hydrocarbon solvent in it, the dissolving capacity of the inverse emulsion increases. However, with a solvent content of 25% by volume of the dispersion medium, the dissolving power of the emulsion is significantly reduced. With an increase in the solvent volume in the dispersion medium, an increase in the emulsion dissolving ability is observed. The highest dissolving capacity is observed in the case when the dispersion medium is represented in full by the solvent.

Необходилый объем эмульсии дл обработки призабойной зоны нефт ного пласта принимаетс таким же как и при обработке чистым растворителем. Но если учесть, что растворител в эмульсии содержитс 25-100% от дисперсионной среды, то пон тно , что расход его снижаетс в 2-8 раз.The amount of emulsion needed to treat the near-wellbore zone of an oil reservoir is taken to be the same as with a clean solvent. But if one considers that the solvent in the emulsion contains 25-100% of the dispersion medium, it is clear that its consumption decreases by 2-8 times.

Таким образом, использу , например , обратную эмульсию, дисперсионна среда которой составл ет 50-60% объема и представлена нефтью и растворителем в соотношении 1:1. уже чере сутки имеем практически полное растворение асфальто-смолистых и парафинистых отложений. При этом расход углеводородного растворител на обг работку одной скважины снижаетс в 4 раза.Дополнительна добыча нефти на каждую скважину получаетс за счет исключени просто скважины специально дл обработки. За сЧет повышени эффективности обработки призабойной зоны пласта предлагаемым способом предполагаетс увеличить годовую производительность скважин на 10-15% по сравнению с 5-7% при существующем способе обработки.Thus, using, for example, an inverse emulsion, the dispersion medium of which is 50-60% by volume and is represented by oil and solvent in a 1: 1 ratio. already over the day we have almost complete dissolution of asphalt-resinous and paraffin deposits. At the same time, the consumption of hydrocarbon solvent for the treatment of one well is reduced by 4 times. Additional oil production per well is obtained by eliminating just a well specifically for processing. At the expense of increasing the processing efficiency of the bottomhole formation zone by the proposed method, it is proposed to increase the annual well productivity by 10–15% compared to 5–7% with the existing treatment method.

Claims

1. US patent 4,207,193, cl. E 21 B 43/25, published. 1980

2. Mamedov TM Studies of increasing the efficiency of wellbore zone treatment of oil wells with hydrocarbon solvents. - Azerbaijan Oil Company, 1971, 1, p. 23-25 (prototype).