RU2092686C1 - Method for treating down-hole zone of well in multiple-bed oil deposit - Google Patents
Method for treating down-hole zone of well in multiple-bed oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2092686C1 RU2092686C1 RU96118886A RU96118886A RU2092686C1 RU 2092686 C1 RU2092686 C1 RU 2092686C1 RU 96118886 A RU96118886 A RU 96118886A RU 96118886 A RU96118886 A RU 96118886A RU 2092686 C1 RU2092686 C1 RU 2092686C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- oil emulsion
- injection
- emulsion
- well
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции водопритоков в добывающих скважинах и зон поглощения в нагнетательных скважинах. The invention relates to the oil industry and may find application in the isolation of water inflows in producing wells and absorption zones in injection wells.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт кислоты [1]
Известный способ позволяет увеличить проницаемость призабойной зоны, однако он не приводит к изоляции водопритоков, а следовательно не способствует снижению обводненности добываемой продукции.A known method of processing the bottom-hole zone of the well, comprising injecting acid into the formation [1]
The known method allows to increase the permeability of the bottomhole zone, however, it does not lead to isolation of water inflows, and therefore does not contribute to reducing the water content of the produced products.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий закачку в пласт нефтяной эмульсии и раствора кислоты [2]
Известный способ приводит к выравниванию профиля приемистости скважины, однако его эффективность в многопластовой залежи невелика вследствие осуществления воздействия на весь продуктивный интервал без разделения на пласты воздействия.Closest to the invention in technical essence is a method of processing bottom-hole zone of an oil reservoir, including the injection into the reservoir of an oil emulsion and an acid solution [2]
The known method leads to the alignment of the profile of the injectivity of the well, however, its effectiveness in a multilayer reservoir is small due to the effect on the entire production interval without separation into reservoirs of impact.
Целью изобретения является увеличение эффективности обработки призабойной зоны за счет избирательного воздействия на нефтяные и обводненные пласты и изоляции обводненных пластов. The aim of the invention is to increase the efficiency of processing the bottom-hole zone due to the selective effect on oil and flooded formations and isolation of flooded formations.
Поставленная цель достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи, включающем закачку нефтяной эмульсии и раствора кислоты, согласно изобретению закачу нефтяной эмульсии проводят во все пласты, перед закачкой раствора кислоты закачивают во все пласты материал, растворяющий нефтяную составляющую нефтяной эмульсии, и проводят технологическую выдержку, а раствор кислоты закачивают поинтервально в нефтяные пласты. В качестве материала, растворяющего нефтяную составляющую нефтяной эмульсии, используют отход производства изопрена. This goal is achieved by the fact that in the method of processing the bottom-hole zone of a well in a multilayer oil reservoir, including pumping an oil emulsion and an acid solution, according to the invention, the oil emulsion is injected into all formations, before the acid solution is injected, material dissolving the oil component of the oil emulsion is injected into all formations , and carry out technological exposure, and the acid solution is pumped intervalwise into oil reservoirs. As a material that dissolves the oil component of the oil emulsion, isoprene production waste is used.
Признаками изобретения являются:
1. закачка нефтяной эмульсии;
2. закачка раствора кислоты;
3. закачка нефтяной эмульсии во все пласты
4. закачка во все пласты материала, растворяющего нефтяную составляющую нефтяной эмульсии;
5. проведение технологической выдержки;
6. закачка раствора кислоты поинтервально в нефтяные пласты;
7. проведение операций 4,5 перед операцией 6.The features of the invention are:
1. injection of oil emulsion;
2. injection of an acid solution;
3. pumping oil emulsion into all layers
4. injection into all layers of a material that dissolves the oil component of the oil emulsion;
5. carrying out technological exposure;
6. injection of an acid solution interval into oil reservoirs;
7. conducting operations 4,5 before operation 6.
8. использование в качестве материала, растворяющего нефтяную составляющую нефтяной эмульсии, отхода производства изопрена. 8. use, as a material, dissolving the oil component of the oil emulsion, isoprene production waste.
Признаки 1,2 являются общими с прототипом, признаки 3-7 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 8 является частным существенным отличительным признаком изобретения. Signs 1,2 are common with the prototype, signs 3-7 are the essential distinguishing features of the invention, sign 8 is a private essential distinguishing feature of the invention.
При эксплуатации добывающих скважин происходит обводнение добываемой продукции водой, поступающей из водоносных слоев. При работе нагнетательных скважин происходит поглощение рабочего агента высокопроницаемыми пластами. Задача изоляции высокопроницаемых пластов и, следовательно, снижения обводненности добываемой продукции и изоляция зон поглощения в нагнетательных скважинах решается в данном изобретении. При этом предполагается сохранение режима работы скважины, при котором нефть отбирается одной добывающей скважиной одновременно из нескольких продуктивных пластов, или осуществляется закачка рабочего агента через одну нагнетательную скважину в несколько продуктивных пластов. During the operation of production wells, the produced products are flooded with water coming from aquifers. During the operation of injection wells, the working agent is absorbed by highly permeable formations. The task of isolating highly permeable formations and, therefore, reducing the water content of the produced products and isolating the absorption zones in injection wells is solved in this invention. At the same time, it is supposed to preserve the well operating mode, in which oil is taken by one producing well simultaneously from several productive formations, or the working agent is pumped through one injection well into several productive formations.
При проведении работ по обработке призабойной зоны скважины проводят закачку нефтяной эмульсии во все пласты при поинтервальной закачке или закачке в интервал продуктивных пластов. Это делается для создания в пластах экрана. В то же время такая подготовка нефтяных пластов не нарушает их проводимости, а даже увеличивает ее и создает изоляцию пластов. При этом обводненный пласт или несколько обводненных пластов, имеющих высокую проницаемость, в большей мере оказываются заполненными нефтяной эмульсией. После этого проводят обработку пластов при поинтервальной закачке или закачке в интервал продуктивных пластов материалом, растворяющим нефтяную составляющую нефтяной эмульсии. Все нефтяные пласты при этом в первую очередь освобождаются от нефтяной эмульсии, а высокопроницаемые обводненные пласты с большим количеством проникшей в них нефтяной эмульсии практически не освобождаются от нефтяной эмульсии. В высокопроницаемых обводненных пластах нефтяная эмульсия продолжает выполнять роль изолирующего агента. После этого проводят технологическую выдержку для окончательного разрушения нефтяной эмульсии в нефтяных пластах. Затем проводят поинтервальные соляно-кислотные обработки нефтяных пластов, при которых происходит увеличение проницаемости нефтяных пластов. За счет исключения поступления воды из обводненных интервалов снижается обводненность нефти, а за счет изоляции зон поглощения увеличивается поступление рабочего агента в нефтяные пласты и увеличивается нефтеотдача залежи. Применение пакерного оборудования и поинтервальная обработка каждого пласта позволяет проводить обработку каждого отдельно взятого пласта и повысить давление закачки реагентов с 9-10 МПа до 17-18 МПа. Все это приводит к сверхсуммарному эффекту при обработке. When carrying out work on processing the bottom-hole zone of a well, oil emulsion is injected into all formations during interval-wise injection or injection into the interval of productive formations. This is done to create in the layers of the screen. At the same time, such preparation of oil reservoirs does not violate their conductivity, but even increases it and creates isolation of the reservoirs. In this case, a waterlogged formation or several waterlogged reservoirs having high permeability are more likely to be filled with an oil emulsion. After this, the treatment of the formations is carried out during the interval injection or injection into the interval of the productive formations with a material that dissolves the oil component of the oil emulsion. In this case, all oil reservoirs are primarily freed from the oil emulsion, and highly permeable flooded reservoirs with a large amount of oil emulsion penetrated into them are practically not freed from the oil emulsion. In highly permeable watered formations, an oil emulsion continues to act as an insulating agent. After this, technological exposure is carried out for the final destruction of the oil emulsion in oil reservoirs. Then, interval hydrochloric acid treatments of the oil formations are carried out, in which the permeability of the oil formations increases. Due to the exclusion of water from waterlogged intervals, the water cut of oil is reduced, and due to the isolation of the absorption zones, the flow of the working agent to the oil reservoirs increases and the oil recovery of the reservoir increases. The use of packer equipment and the interval processing of each formation allows the processing of each individual formation and increase the pressure of injection of reagents from 9-10 MPa to 17-18 MPa. All this leads to a super-total effect during processing.
Обратную нефтяную эмульсию готовят, смешивая нефть товарную 39- 41% пластовую воду 58-60% и эмульгатор (тарин, ЭС-2, нефтехим и т.п.) 0,9 1,1% Электростабильность эмульсии не ниже 150 В по ИГЭР-1, условная вязкость 500-700 с по вискозиметру ВП-5. Расход эмульсии на 1 п.м перфорированной мощности составляет 1-2 м3. После закачки эмульсию продавливают в пласт пластовой водой в объеме труб в скважине. Эмульсия имеет повышенную вязкость и за счет этого улучшенные изолирующие свойства.Reverse oil emulsion is prepared by mixing commercial oil 39-41% formation water 58-60% and emulsifier (tariff, ES-2, petrochemical, etc.) 0.9 1.1% Emulsion stability not lower than 150 V according to IHER- 1, conditional viscosity 500-700 s according to the VP-5 viscometer. The emulsion consumption per 1 pm of perforated power is 1-2 m 3 . After injection, the emulsion is pressed into the reservoir with formation water in the volume of pipes in the well. The emulsion has a high viscosity and due to this improved insulating properties.
Для обработки кислотой используют соляную кислоту 10-15%-ной концентрации в объеме порядка 1 м3 на 1 п.м перфорированной мощности. Если при закачке кислоты давление не понижается, то проводят технологическую выдержку для реагирования кислоты с породой под давлением. При недостижении эффекта цикл повторяют.For acid treatment, hydrochloric acid of 10-15% concentration is used in a volume of the order of 1 m 3 per 1 pm of perforated power. If the pressure does not decrease during acid injection, then technological exposure is carried out to react the acid with the rock under pressure. If the effect is not achieved, the cycle is repeated.
В качестве материала, растворяющего нефтяную составляющую нефтяной эмульсии, может быть использован материал, полностью растворяющийся в нефти и частично растворяющийся в воде. В качестве таких материалов потенциально могут быть использованы различные материалы. В качестве наиболее приемлемых используют отход производства изопрена, включающий, мас. 4.4-диметил-1,3-диоксан 65-80, пираны 9-21, изобутенилкарбинол 5-12, изопентан 0,2-10, параксилол 0,5-2, тяжелые углеводороды 0,2-1,2. Отход производства изопрена представляет собой зеленоватую жидкость, плотностью 940-950 кг/м3, вязкостью 1,06-1,08 МПа•с, температура кипения 130oC, температура застывания минус 5000, температура воспламенения 360oC. Неограниченно растворяется в нефтяной составляющей нефтяной эмульсии, частично растворяется в воде.As a material that dissolves the oil component of the oil emulsion, a material that is completely soluble in oil and partially soluble in water can be used. As such materials, various materials can potentially be used. As the most acceptable use isoprene production waste, including, by weight. 4.4-dimethyl-1,3-dioxane 65-80, pyranes 9-21, isobutenylcarbinol 5-12, isopentane 0.2-10, paraxylene 0.5-2, heavy hydrocarbons 0.2-1.2. The waste from the production of isoprene is a greenish liquid with a density of 940-950 kg / m 3 , viscosity 1.06-1.08 MPa • s, boiling point 130 o C, pour point minus 5000, ignition temperature 360 o C. Unlimitedly soluble in oil component of an oil emulsion, partially soluble in water.
Пример. В нефтедобывающей скважине перфорированы 3 пласта: 1250-1257 м, 1260-1263 м и 1268-1272 м. В результате исследований состава воды и интервала ее поступления установлено, что обводнен нижний пласт на глубине 1268-1272 м. Закачивают в пласты нефтяную эмульсию состава, нефть товарная 40, пластовая вода 59, эмульгатор ЭС-2 1. Объем закачки нефтяной эмульсии составляет 1,5 м3 на 1 п.м перфорированной мощности, закачивают в пласты отход производства изопрена в количестве 1 м3 на 1 п.м перфорированной мощности. Проводят технологическую выдержку в течение 8 ч до разрушения нефтяной эмульсии в нефтяных пластах на отметках 1250- 1257 и 1260-1263 м. Устанавливают пакер выше нижнего обводненного перфорированного интервала и закачивают в пласт раствор соляной кислоты 12%-ной концентрации в объеме 1 м3 на 1 п.м перфорированной мощности. Снимают пакер. Закачку кислотных растворов проводят под давлением на устье 15-16 МПа, эакачку нефтяной эмульсии и отхода производства изопрена проводят под давлением на устье 17-18 МПа. Скважину промывают и запускают в эксплуатацию.Example. In the oil producing well, 3 layers are perforated: 1250-1257 m, 1260-1263 m and 1268-1272 m. As a result of studies of the water composition and the interval of its inflow, it was found that the lower layer is flooded at a depth of 1268-1272 m. An oil emulsion of the composition is pumped into the layers , commercial oil 40, produced water 59, emulsifier ES-2 1. The injection volume of the oil emulsion is 1.5 m 3 per 1 meter of perforated power, isoprene production is pumped into the reservoirs in the amount of 1 m 3 per 1 meter of perforated power. Technological exposure is carried out for 8 hours until the destruction of the oil emulsion in the oil reservoirs at 1250-1257 and 1260-1263 m. Install the packer above the lower perforated waterlogged interval and inject a solution of hydrochloric acid of 12% concentration in a volume of 1 m 3 per 1 lm perforated power. Remove the packer. The injection of acidic solutions is carried out under pressure at the mouth of 15-16 MPa, e-pumping of oil emulsion and waste isoprene production is carried out under pressure at the mouth of 17-18 MPa. The well is washed and put into operation.
Применение предложенного способа позволяет изолировать нижние обводненные пласты при сохранении проницаемости нефтяных пластов и снизить обводненность добываемой продукции или поглощение рабочего агента при разработке залежи. The application of the proposed method allows you to isolate the lower waterlogged formations while maintaining the permeability of oil reservoirs and to reduce the water content of the produced products or the absorption of the working agent during the development of deposits.
Источники информации
1. Гиматудинов.Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. М. Недра, 1974, с. 420-432.Sources of information
1. Gimatudinov.Sh.K. Oil production reference book. M. Nedra, 1974, p. 420-432.
2. Патент РФ N 2004783, кл. E 21 В 43/27, 1993. 2. RF patent N 2004783, cl. E 21 B 43/27, 1993.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96118886A RU2092686C1 (en) | 1996-09-30 | 1996-09-30 | Method for treating down-hole zone of well in multiple-bed oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96118886A RU2092686C1 (en) | 1996-09-30 | 1996-09-30 | Method for treating down-hole zone of well in multiple-bed oil deposit |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2092686C1 true RU2092686C1 (en) | 1997-10-10 |
| RU96118886A RU96118886A (en) | 1998-01-27 |
Family
ID=20185706
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96118886A RU2092686C1 (en) | 1996-09-30 | 1996-09-30 | Method for treating down-hole zone of well in multiple-bed oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2092686C1 (en) |
-
1996
- 1996-09-30 RU RU96118886A patent/RU2092686C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. Гиматудинов Ш.К Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974, с. 420 - 432. 2. Патент РФ N 2004783, кл. E 21 B 43/27, 1993. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Jafarpour et al. | Increasing the stimulation efficiency of heterogeneous carbonate reservoirs by developing a multi-bached acid system | |
| CN105971579B (en) | A kind of phase transformation hydraulic fracturing process | |
| EP1999340B1 (en) | Method of fracturing a coalbed gas reservoir | |
| US6119776A (en) | Methods of stimulating and producing multiple stratified reservoirs | |
| US5967233A (en) | Chemically induced stimulation of subterranean carbonaceous formations with aqueous oxidizing solutions | |
| US4186802A (en) | Fracing process | |
| CN103937475B (en) | Carbon dioxide acidification blocking remover and process of not reversely discharging raffinate after acidification | |
| AU745665B2 (en) | Chemically induced stimulations of subterranean carbonaceous formations with gaseous oxidants | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2531985C1 (en) | Processing of flooded horizontal well working of carbonate fractured porous reservoir | |
| Coppel et al. | Field results from wells treated with hydroxy-aluminum | |
| RU2092686C1 (en) | Method for treating down-hole zone of well in multiple-bed oil deposit | |
| Vasquez et al. | Field implementation of a relative permeability modifier during stimulation treatments: case histories and lessons learned after more than 3,000 treatments | |
| Dashti et al. | Combination of chemical diverters and degradable fiber technology enhances the success of stimulation in complex carbonate environments | |
| US4706750A (en) | Method of improving CO2 foam enhanced oil recovery process | |
| RU2004116889A (en) | METHOD FOR TREATING A BOREHOLE BOTTOM ZONE | |
| GB2050467A (en) | Fracturing Subterranean Formations | |
| RU2612693C1 (en) | Method to reduce water inflow in production wells without lifting of downhole pumping equipment | |
| RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
| US20100300693A1 (en) | Enzyme Surfactant Fluids Used in Non-Gel Hydraulic Fracturing of Oil Wells | |
| RU2117753C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2092685C1 (en) | Method for treating down-hole zone of well in multiple-bed oil deposit | |
| RU2095560C1 (en) | Method for treating down-hole zone of oil bed | |
| RU2208150C1 (en) | Method of bottomhole zone treatment | |
| RU2078203C1 (en) | Method of acid treatment of bottom-hole formation zone |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20081001 |