Assessment of the efficiency of near-wellbore zone treatment

• Autorzy: Abdullayev Malik G. , Mansurova Samira I.

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2024.09.03

Warianty tytułu

PL

Ocena skuteczności oczyszczania strefy przyodwiertowej

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

The article discusses issues related to methods of treatment of the bottomhole zone of wells and assessment of its effectiveness. Analyses of a large volume of field material have shown that the most effective treatments for oil fields at a late stage of operation include injection of solvents, the use of acid-containing micro-emulsions, acid treatment, and the use of foam systems. The study proposes a method for identifying the factors that have the greatest impact on the efficiency of geological and technical activities. This approach allows for the correct selection of wells for treatment and the evaluation of the effectiveness of the measures implemented, aiding in determining their potential for further use. For production wells selected for near-wellbore treatment, it is crucial to accurately assess the economic efficiency post-treatment. This requires evaluating changes in the permeability of the near-wellbore zone following treatment. Therefore, in these wells, the “pressure build-up curve” (PBC) is recorded both before and after treatment. The increase in current production due to acid treatment of the near-well zone is determined by comparing production levels before and after treatment. The overall increase in oil production is determined by comparing the well’s production curve prior to development with the actual curve following development. When treating the bottomhole zone, it is essential to consider the well as part of a larger system of interacting objects, where improving the characteristics of one object does not necessarily enhance the operation of the entire system. The effectiveness of treating the bottomhole zone with solvents is significantly influenced by factors such as the percentage of resins in the product, the specific gravity of oil before treatment, the specific gravity of the solvent, and the viscosity of the oil.

PL

W artykule omówiono zagadnienia związane z metodami oczyszczania strefy przyodwiertowej i oceną ich skuteczności. Przeprowadzone analizy dużej ilości materiału złożowego wykazały, że najskuteczniejszymi metodami oczyszczania złóż ropy naftowej na późnym etapie eksploatacji są: zatłaczanie rozpuszczalników, stosowanie mikroemulsji zawierających kwasy, oczyszczanie kwasami oraz stosowanie systemów pianowych. W opracowaniu zaproponowano metodę identyfikacji czynników, które mają największy wpływ na efektywność działań geologiczno-technicznych. Podejście to pozwala na właściwy dobór odwiertów do oczyszczania oraz ocenę skuteczności wdrożonych działań, pomagając w określeniu ich potencjału do dalszego wykorzystania. W przypadku odwiertów wydobywczych wytypowanych do oczyszczania strefy przyodwiertowej kluczowe jest przeprowadzenie oceny, jak oczyszczanie wpłynie na późniejszą rentowność tych odwiertów. W tym celu niezbędne jest oszacowanie zmian przepuszczalności strefy przyodwiertowej po oczyszczeniu. Z tego względu w tych odwiertach rejestruje się „krzywą narastania ciśnienia” zarówno przed, jak i po oczyszczaniu. Zwiększenie bieżącego wydobycia w wyniku oczyszczania kwasem strefy przyodwiertowej jest określane poprzez porównanie poziomów wydobycia przed i po oczyszczaniu. Ogólny wzrost wydobycia ropy naftowej jest określany poprzez porównanie krzywej wydobycia z odwiertu przed zagospodarowaniem z rzeczywistą krzywą po zagospodarowaniu. Podczas oczyszczania strefy przyodwiertowej istotne jest, aby traktować odwiert jako część większego systemu współdziałających obiektów, w którym poprawa charakterystyki jednego obiektu niekoniecznie poprawia działanie całego systemu. Na skuteczność oczyszczania strefy przyodwiertowej rozpuszczalnikami znaczący wpływ mają takie czynniki jak procentowa zawartość żywic w produkcie, ciężar właściwy ropy przed oczyszczaniem, ciężar właściwy rozpuszczalnika oraz lepkość ropy.

Słowa kluczowe

EN

oilfield; production; bottomhole zone; solvents; foam systems

PL

pole naftowe; produkcja; strefa przyodwiertowa; rozpuszczalniki; systemy pianowe

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2024
• Tom: R. 80, nr 9
• Strony: 560--565
• Opis fizyczny: Bibliogr. 17 poz., rys.

Twórcy

autor

Abdullayev Malik G.

• Azerbaijan State Oil and Industry University

autor

Mansurova Samira I.

• Azerbaijan State Oil and Industry University

Bibliografia

• Abdullayev M.G., Ismayilov Sh.Z., Ismayilov Shd.Z., 2022. Technology for increasing the oil recovery factor by influencing the formation using thermochemical methods. Bulletin of the Oil and Gas Industry of Kazakhstan, 4(4): 78–89.
• Alvarado V., Manrique E., 2011. Enhanced Oil Recovery Methods. Planning and application strategies. Premium Engineering, 244.
• Ballinas J.J., 2014. Viscous Fingering Stimulation Option Applied on Heavy-Oil Carbonate Reservoirs. SPE Heavy and Extra Heavy Oil Conference: Latin America, Medellín, Colombia. DOI:10.2118/171126-MS.
• Castro L.U., Morales R.A., 2016. A Practical Guideline for Selection and Application of Chemical Treatments for Production Enhancement in Heavy Oil Reservoirs. SPE Latin America and Caribbean Heavy and Extra Heavy Oil Conference, Lima, Peru. DOI: 10.2118/181183-MS.
• Farias R.L., Prata F.G., Souza L.A., Jardim A.T., Araújo C., PereiraA.Z., Neumann L.F., 2010. A New Acid Treatment Procedure to Improve Injectivity in Brazil Offshore Horizontal Wells. SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA. DOI: 10.2118/126324-MS.
• Gutorov A.Y., 2012. Experience in using various types of hydrochloric acid treatments to increase the productivity of oil production wells in the fields of Tatarstan. Oil and Gas Business, 10(3): 54–58.
• Larry L., 1988. Basics of enhanced oil recovery methods. University of Texas, 449.
• Litvin A.T., Terentiyev A.A., Gornov D.A., Kozhin V.A., Pchela K.V., Kireyev I.I., Demin S.V., Nikitin A.V., Roschin P.V., 2020. Selection of Effective Solvents – Universal Modification of Presently Available Enhanced Oil Recovery Methods and Oil Production Stimulation Processes. SPE Russian Petroleum Technology Conference, Virtual. DOI: 10.2118/201831-MS.
• Liu Z., Chen C., Liu X., Yang Z., Shen Y., Luo Y., Li X., 2018. Formation Damage Characterization of Horizontal Well in Extra-Heavy Oil Reservoir and Methods of Remedy. SPE Trinidad and Tobago Section Energy Resources Conference, Port of Spain, Trinidad and Tobago. DOI: 10.2118/191158-MS.
• Mirzajanzade A.Kh., Iskanderov M.A., Abdullayev M.A., Aghayev P.G., Aliyev S.M., Melik-Aslanov L.S., 2010. Operation and development of oil and gas fields. Baku.
• Mirzajanzade A.Kh., Stepanova R.S., 1977. Mathematical theory of experiment in oil and gas production. Nedra, Moscow.
• Panait E., Isac C., Marton C., Dos Santos A., Girardi S., 2018. Effective Matrix Acidizing Based in Chelating Agents: A Case Study in Romanian Heavy Oil Reservoirs. SPE International Heavy Oil Conference and Exhibition, Kuwait City, Kuwait. DOI:10.2118/193723-MS.
• Salavatov T.Sh., Abdullayev M.G., Garayev R.G., Khamitov N.M., Dzhamanbayev S.E., 2016. A method for increasing well productivity using thermochemical treatment of the bottomhole formation zone. Journal Scientific Review, 9: 61–69.
• Shaheen T., Hassan W., Siddiqui I., Kamal S., 2012. World’s First Combination of Acid & Steam Provides a New Dimension to Heavy Oil Enhanced Recovery Process. SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia, Muscat, Oman. DOI: 10.2118/154293-MS.
• Temizel C., Kirmaci H., Inceisci T., Wijaya Z., Zhang M., Balaji K., Suhag A., Ranjith R., Al-Otaibi B., Al-Kouh A., Zhu Y., Yegin C., 2016. Production Optimization in Heavy Oil Recovery Processes. SPE Heavy Oil Conference and Exhibition. DOI:10.2118/184135-MS.
• Thomas S., Ali F.S.M., 1999. Status and Assessment of Chemical Oil Recovery Methods. Energy Sources, 21(1–2): 177–189. DOI:10.1080/00908319950015046.
• Wilson A., 2018. Chemical Stimulation at a Heavy-Oil Field: Key Considerations, Work Flow, and Results. Journal of Petroleum Technology, 70(03): 77–78. DOI: 10.2118/0318-0077-JPT.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa nr POPUL/SP/0154/2024/02 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki II" - moduł: Popularyzacja nauki (2025).