RU2288358C2 - Method for processing bottomhole zone of formation composed of carbonate rocks with oil resources complicated to extract - Google Patents
Method for processing bottomhole zone of formation composed of carbonate rocks with oil resources complicated to extract Download PDFInfo
- Publication number
- RU2288358C2 RU2288358C2 RU2005100569/03A RU2005100569A RU2288358C2 RU 2288358 C2 RU2288358 C2 RU 2288358C2 RU 2005100569/03 A RU2005100569/03 A RU 2005100569/03A RU 2005100569 A RU2005100569 A RU 2005100569A RU 2288358 C2 RU2288358 C2 RU 2288358C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- diesel fuel
- hydrochloric acid
- acid
- formation
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и найдет применение при обработке призабойной зоны продуктивного пласта, сложенного карбонатными породами, преимущественно трещиновато-пористыми коллекторами, с трудноизвлекаемыми запасами нефти.The invention relates to the oil and gas industry and will find application in the treatment of the bottom-hole zone of a reservoir, composed of carbonate rocks, mainly fractured-porous reservoirs, with hard-to-recover oil reserves.
Известен состав для обработки призабойной зоны пласта (см. а.с. СССР №178678, МПК Е 21 В 43/27, БИ №3, 1993 г.), закачиваемый в интервал фильтра скважины, содержащий соляную кислоту с добавками. При этом в качестве добавок используют алифатический спирт и углеводородный растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:A known composition for processing the bottomhole formation zone (see AS USSR No. 178678, IPC E 21 B 43/27, BI No. 3, 1993), injected into the well filter interval, containing hydrochloric acid with additives. In this case, aliphatic alcohol and a hydrocarbon solvent are used as additives in the following ratio of components, wt.%:
В качестве углеводородного растворителя в данном составе использовано дизтопливо или кубовые остатки производства бутиловых спиртов, а техническую соляную кислоту используют 20%-ной консистенции.As a hydrocarbon solvent in this composition, diesel fuel or bottoms from the production of butyl alcohols were used, and technical hydrochloric acid was used with a 20% consistency.
Предлагаемый к использованию состав содержит мало компонентов, но содержащийся в нем алифатический спирт в большом количестве приводит к удорожанию работ, связанных с обработкой призабойной зоны пласта (ПЗП).The composition proposed for use contains few components, but the aliphatic alcohol contained in it in large quantities leads to an increase in the cost of work associated with the treatment of the bottom-hole formation zone (PZP).
Известна также гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного коллектора пласта (см. а.с. СССР №861561, МПК Е 21 В 43/27, БИ №33, 1981 г.), предусматривающая закачку по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в интервале расположения скважинного фильтра, содержащую соляную кислоту с углеводородным растворителем и эмульгатор. При этом в качестве углеводородного растворителя используют дизельное топливо, а в качестве эмульгатора сложный моноэфир триэтаноламина и дистиллированного таллового масла при следующем соотношении компонентов, мас.%:Also known is a hydrophobic emulsion for treating a carbonate reservoir of a formation (see AS USSR No. 861561, IPC E 21 B 43/27, BI No. 33, 1981), which provides for pumping through a string of tubing in the interval the location of the downhole filter containing hydrochloric acid with a hydrocarbon solvent and an emulsifier. In this case, diesel fuel is used as a hydrocarbon solvent, and a mono-ester of triethanolamine and distilled tall oil as an emulsifier in the following ratio of components, wt.%:
Указанная нефтекислотная эмульсия по содержанию компонентов в составе более близка к предлагаемому и может быть принята в качестве прототипа.The specified oil acid emulsion in the content of the components in the composition is closer to the proposed one and can be adopted as a prototype.
Упомянутая нефтяная эмульсия, обладая повышенной эффективностью в сравнении с аналогом, описанным выше, также содержит дефицитные компоненты - сложный моноэфир триэтаноламина и дистиллированного таллового масла, к тому же многокомпонентная.Mentioned oil emulsion, having increased efficiency in comparison with the analogue described above, also contains deficient components - a complex mono-ester of triethanolamine and distilled tall oil, moreover, multicomponent.
Задачей настоящего изобретения является разработка способа обработки ПЗП с использованием малокомпонентной доступной кислотной эмульсии, по эффективности не уступающей известным аналогам.The objective of the present invention is to develop a method for the processing of PPP using a low-cost available acidic emulsion, the efficiency is not inferior to known analogues.
Поставленная задача решается описываемым способом, включающим закачку по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в интервал расположения скважинного фильтра состава, содержащего соляную кислоту с углеводородным растворителем, в качестве которого используют дизтопливо, и эмульгатор, с последующим выносом продукции реакции кислоты с породой пласта.The problem is solved by the described method, including pumping through a string of tubing into the interval of the location of the downhole filter of a composition containing hydrochloric acid with a hydrocarbon solvent, which is used as diesel fuel, and an emulsifier, followed by removal of the reaction product from the formation rock.
Новым является то, что в упомянутом составе в качестве эмульгатора используют нефть с содержанием смолисто-асфальтеновых веществ в пределах 15-20%, в объеме 1,5-2% на общий объем смеси, при соотношении дизтоплива и соляной кислоты 25-35% и 65-75% соответственно, при этом перед вводом в смесь соляной кислоты сначала осуществляют полное перемешивание нефти в дизтопливе с использованием гидродиспергирующего устройства, а вынос продуктов реакции кислоты с породой пласта осуществляют путем свабирования или депрессионно-репрессионно волновым методом.New is that in the composition as an emulsifier use oil with a resinous-asphaltene content in the range of 15-20%, in the amount of 1.5-2% of the total mixture, with a ratio of diesel fuel and hydrochloric acid 25-35% and 65-75%, respectively, while before introducing hydrochloric acid into the mixture, the oil is first completely mixed in diesel fuel using a hydrodispersive device, and the reaction products of the acid with the formation rock are removed by swabbing or the depression-wave method.
При этом используют дизтопливо выпускаемое ОАО «Нижнекамскнефтехим» по ТУ 38.401-58-80-94, а соляную кислоту 24% концентрации по ТУ 2122-205-00203312-2000.They use diesel fuel produced by OAO Nizhnekamskneftekhim in accordance with TU 38.401-58-80-94, and hydrochloric acid of 24% concentration in accordance with TU 2122-205-00203312-2000.
В качестве эмульгатора используемая нефть с содержанием смолисто-асфальтеновых веществ в пределах 15-20% в достаточном количестве добывается на месторождениях нефти Татарстана, в частности в Ново-шешминском месторождении нефти.As an emulsifier, used oil with a tar-asphaltene content of 15-20% is produced in sufficient quantities in the oil fields of Tatarstan, in particular in the Novo-Sheshminskoye oil field.
При разработке способа с использованием кислотной эмульсии руководствовались следующими соображениями:In developing the method using an acidic emulsion, the following considerations were followed:
1. Применяемая кислотная эмульсия должна отмывать АСПО с поверхности карбонатов.1. The acidic emulsion used must wash off the paraffin from the surface of the carbonates.
2. Разрушать водонефтяные эмульсии.2. To destroy water-oil emulsions.
3. Снижать поверхностное натяжение на границе реагирующая кислотная эмульсия - порода.3. To reduce the surface tension at the boundary of the reacting acid emulsion - rock.
4. Замедлять скорость реакции кислоты с породой.4. Slow down the rate of reaction of the acid with the rock.
5. Способствовать растворению АСПО и удалению продуктов реакции кислоты из пласта.5. Contribute to the dissolution of paraffin and the removal of acid reaction products from the reservoir.
6. Применяемая технология при осуществлении обработки ПЗП должна быть достаточно простой и обладать надежностью и доступностью используемых материалов.6. The technology used in the processing of the PPP should be quite simple and have the reliability and availability of the materials used.
Способ основан на диспергировании соляной кислоты до мельчайших глобул, покрытие этих глобул в защитную, не реагирующую с металлом и карбонатом, оболочку с последующей доставкой в глубь пласта и разрушением бронирующей оболочки. При этом бронирование глобул соляной кислоты осуществляется за счет использования ее в качестве дисперсной фазы обратной эмульсии.The method is based on the dispersion of hydrochloric acid to the smallest globules, coating these globules in a protective shell that does not react with metal and carbonate, followed by delivery deep into the reservoir and destruction of the armor shell. In this case, the reservation of hydrochloric acid globules is carried out by using it as a dispersed phase of the reverse emulsion.
Перед началом приготовления нефтекислотной эмульсии сначала определяют дебит и динамический уровень жидкости в скважине, обводненность продукции, а при необходимости профиль притока или приемистости пласта.Before starting the preparation of oil acid emulsion, the flow rate and dynamic level of the fluid in the well, the water cut of the product, and, if necessary, the profile of the inflow or injectivity of the formation are first determined.
После окончания подготовительных работ, заключающихся в доставке необходимого оборудования, емкостей и приспособлений, доставке составляющих материалов, ревизии и опрессовке запорной арматуры.After completion of the preparatory work, consisting in the delivery of the necessary equipment, tanks and appliances, the delivery of constituent materials, inspection and crimping of valves.
Приготовление нефтекислотной обратной эмульсии в условиях скважины осуществляют в следующей последовательности.The preparation of oil acid inverse emulsion in the conditions of the well is carried out in the following sequence.
Расчетное количество нефти 1,5-2% на общий объем нефти перемешивает с расчетным количеством дизтоплива 25-35% по схеме: емкость-агрегат-диспергатор-емкость. Для более равномерного распределения дизтоплива в нефти весь объем смеси перекачивают по несколько раз, например 1-3 раза. Объем нефти и дизтоплива берется из плана работ, в соответствии с указанным вышеотмеченным соотношением.The estimated amount of oil 1.5-2% of the total oil mixes with the estimated amount of diesel fuel 25-35% according to the scheme: capacity-unit-dispersant-capacity. For a more uniform distribution of diesel fuel in oil, the entire volume of the mixture is pumped several times, for example 1-3 times. The volume of oil and diesel fuel is taken from the work plan, in accordance with the above ratio.
После полного перемешивания нефти в дизтопливе ее направляют в диспергатор типа «струя в струю», вводят одновременно туда же расчетное количество соляной кислоты в объеме 65-75% с использованием двух насосных агрегатов. При этом производительность агрегата, перекачивающего нефть, должна быть в 2-3 раза выше агрегата, подающего в диспергатор кислоту.After the oil is completely mixed in diesel fuel, it is sent to a “jet into stream” type dispersant, and the calculated amount of hydrochloric acid in the amount of 65-75% is simultaneously introduced there using two pump units. At the same time, the performance of the unit pumping oil should be 2-3 times higher than the unit supplying acid to the dispersant.
Для приготовления кислотной эмульсии при отрицательных температурах желательно использовать горячую нефть (40-60С°). При температуре выше 35С° и ниже 20С° градусов обработка не производится.To prepare an acidic emulsion at low temperatures, it is advisable to use hot oil (40-60 ° C). At temperatures above 35 ° C and below 20 ° C, processing is not performed.
Объем приготавливаемой эмульсии определяют исходя из мощности обрабатываемого пласта, радиуса обработки, пористости и коэффициента нефтенасыщенности пласта по следующей известной формуле:The volume of the prepared emulsion is determined based on the power of the treated formation, the radius of treatment, porosity and the coefficient of oil saturation of the formation according to the following well-known formula:
Q=πR2HmKн,Q = πR 2 HmK n ,
где Q - объем приготавливаемой нефтекислотной эмульсии, м3;where Q is the volume of the prepared oil acid emulsion, m 3 ;
R - радиус обработки, м;R is the radius of processing, m;
Н- мощность обрабатываемого пласта, м;H is the thickness of the treated formation, m;
m - пористость, %;m is the porosity,%;
Кн - коэффициент нефтенасыщенности пласта;To n - the coefficient of oil saturation of the reservoir;
π=3,14.π = 3.14.
В зависимости от осложненности пласта АСПО расход нефтекислотной эмульсии для обработки ПЗП обычно составляет 2-2,5 м3/м обрабатываемого интервала.Depending on the complexity of the paraffin deposits, the consumption of oil-emulsion emulsion for treating PZP is usually 2-2.5 m 3 / m of the processed interval.
Обработку призабойной зоны продуктивного пласта осуществляют следующим образом.The treatment of the bottom-hole zone of the reservoir is as follows.
После извлечения из скважины насосного оборудования в скважину опускают колонну НКТ до интервала обрабатываемого пласта и его верхний конец снабжают тройником.After removing pumping equipment from the well, the tubing string is lowered into the well to the interval of the treated formation and its upper end is provided with a tee.
Готовую эмульсию расчетного объема закачивают в скважину по колонне НКТ с использованием насосного агрегата при открытой задвижке затрубного пространства. Далее эту эмульсию продавливают безводной нефтью в пласт при закрытой задвижке на затрубье и проводят технологическую выдержку до 48 часов. При этом объем продавочной жидкости может быть определен по следующей формуле:The finished emulsion of the calculated volume is pumped into the well through the tubing string using a pump unit with an open gate valve in the annulus. Next, this emulsion is pressed through with anhydrous oil into the reservoir with a closed gate valve on the annulus and the process is held for up to 48 hours. The volume of the squeezing fluid can be determined by the following formula:
Q=Qк-Qнкт,Q = Q to -Q nct ,
где Q - объем продавочной жидкости, м3;where Q is the volume of the squeezing fluid, m 3 ;
Qк - объем колонны до текущего забоя, м3;Q to - the volume of the column to the current face, m 3 ;
Qнкт - объем колонны НКТ, м3.Q tubing - the volume of the tubing string, m 3 .
По истечении указанного времени выдержки скважину осваивают, после чего ее сдают в эксплуатацию.After the specified exposure time, the well is mastered, after which it is put into operation.
Пример конкретного осуществления способа.An example of a specific implementation of the method.
Способ испытывался в промысловых условиях на Ново-Шешминском месторождении нефти, в частности верей-башкирских отложениях нефти, вскрытых бурением скважины на глубине 900 м, толщиной продуктивного пласта 5 м. После эксплуатации скважины в течение 4-х лет ее дебит с 8 т/сут упал до 3 т/сут.The method was tested under field conditions at the Novo-Sheshminskoye oil field, in particular the Verey-Bashkir oil deposits, discovered by drilling a well at a depth of 900 m, the thickness of the producing formation is 5 m. After operating the well for 4 years, its production rate is from 8 t / day dropped to 3 tons / day.
Для обработки ПЗП приготовили нефтекислотную эмульсию из расчета 2 м3 на каждый метр пласта. Всего было приготовлено 10 м3 нефтекислотной эмульсии. Для этого использовалась нефть с содержанием асфальто-смолистых веществ 15% из расчета 2% на общий объем смеси, что составило 0,2 м3.To process the PPP, an oil-acid emulsion was prepared at the rate of 2 m 3 for each meter of the formation. A total of 10 m 3 of oil acid emulsion was prepared. For this, oil with an asphalt-resinous substance content of 15% was used at the rate of 2% for the total volume of the mixture, which amounted to 0.2 m 3 .
Соляная кислота (HCl) 24% концентрации - 70%, что в пересчете на объем составила 6,83 м3.Hydrochloric acid (HCl) 24% concentration - 70%, which in terms of volume amounted to 6.83 m 3 .
Дизельное топливо - 30%, что в объеме составило 2,94 м3.Diesel fuel - 30%, which amounted to 2.94 m 3 .
Путем тщательного перемешивания нефти с дизтопливом путем диспергирования с использованием гидродиспергатора конструкции ООО «ТН-Бурение» типа «струя в струю», полученную смесь перемешивали с соляной кислотой также с использованием этого же гидродиспергатора.By thoroughly mixing the oil with diesel fuel by dispersing using a hydrodispersant of the TN-Burenie design of the jet-to-jet type, the resulting mixture was mixed with hydrochloric acid also using the same hydrodispersant.
Полученная нефтекислотная эмульсия не расслаивается в течение 60-70 мин, ее вязкость при 20°С, мм2/с - не более 100, с температурой вспышки, °С - не ниже 40.The obtained oil acid emulsion does not delaminate for 60-70 minutes, its viscosity at 20 ° C, mm 2 / s - not more than 100, with a flash point, ° C - not lower than 40.
В результате многократно проведенных исследований образование новых химических соединений при смешении всех перечисленных компонентов не выявлено.As a result of repeated studies, the formation of new chemical compounds when mixing all of these components was not detected.
Далее по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) закачали приготовленную нефтекислотную смесь в интервал продуктивного пласта с использованием насосного агрегата при открытой задвижке межтрубья.Then, the prepared oil-acid mixture was pumped through the tubing string into the interval of the reservoir using a pumping unit with an open annular valve.
Затем на устье скважины задвижку межтрубья закрыли и нефтекислотную эмульсию продавили безводной нефтью в пласт и оставили скважину в покое на прореагирование на сутки.Then, at the wellhead, the annulus valve was closed and the oil-emulsion emulsion was pushed with anhydrous oil into the reservoir and the well was left alone for a day to react.
Далее вызов притока осуществили с использованием сваба. В результате дебит скважины повысился до 10 т/сут.Further, the inflow call was carried out using a swab. As a result, the flow rate of the well increased to 10 tons / day.
Технико-экономическое преимущество предложения заключается в следующем.The technical and economic advantage of the proposal is as follows.
Способ для его осуществления не требует дефицитных и дорогостоящих материалов, а по эффективности не уступает известным аналогам.The method for its implementation does not require scarce and expensive materials, and its efficiency is not inferior to known analogues.
Способ технологичен, не требует для его осуществления разработки нового оборудования.The method is technological, does not require the development of new equipment for its implementation.
Широкое его использование на нефтяных промыслах с трудноизвлекаемыми запасами нефти даст ощутимые экономические выгоды.Its widespread use in oil fields with hard-to-recover oil reserves will provide tangible economic benefits.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005100569/03A RU2288358C2 (en) | 2005-01-11 | 2005-01-11 | Method for processing bottomhole zone of formation composed of carbonate rocks with oil resources complicated to extract |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005100569/03A RU2288358C2 (en) | 2005-01-11 | 2005-01-11 | Method for processing bottomhole zone of formation composed of carbonate rocks with oil resources complicated to extract |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2288358C2 true RU2288358C2 (en) | 2006-11-27 |
Family
ID=37664563
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005100569/03A RU2288358C2 (en) | 2005-01-11 | 2005-01-11 | Method for processing bottomhole zone of formation composed of carbonate rocks with oil resources complicated to extract |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2288358C2 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2525399C1 (en) * | 2013-09-17 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" | Acid emulsion for bottomhole formation zone |
| RU2531985C1 (en) * | 2013-09-17 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Processing of flooded horizontal well working of carbonate fractured porous reservoir |
| RU2553129C1 (en) * | 2014-09-04 | 2015-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well dewaxing method |
| RU2708647C1 (en) * | 2019-03-25 | 2019-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью «НефтеПром Сервис» | Method of treatment of bottomhole zone of the well |
| CN112513420A (en) * | 2018-06-18 | 2021-03-16 | Vi-能源有限责任公司 | Method for selectively treating a downhole region of a subterranean formation |
-
2005
- 2005-01-11 RU RU2005100569/03A patent/RU2288358C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2525399C1 (en) * | 2013-09-17 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" | Acid emulsion for bottomhole formation zone |
| RU2531985C1 (en) * | 2013-09-17 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Processing of flooded horizontal well working of carbonate fractured porous reservoir |
| RU2553129C1 (en) * | 2014-09-04 | 2015-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well dewaxing method |
| CN112513420A (en) * | 2018-06-18 | 2021-03-16 | Vi-能源有限责任公司 | Method for selectively treating a downhole region of a subterranean formation |
| RU2708647C1 (en) * | 2019-03-25 | 2019-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью «НефтеПром Сервис» | Method of treatment of bottomhole zone of the well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10954432B2 (en) | On the fly mixing of acids and diversion fluids with water-soluble retarding agents | |
| US3135326A (en) | Secondary oil recovery method | |
| CA3000260C (en) | Methods for performing fracturing and enhanced oil recovery in tight oil reservoirs | |
| RU2288358C2 (en) | Method for processing bottomhole zone of formation composed of carbonate rocks with oil resources complicated to extract | |
| RU2455478C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of carbonate formation | |
| US11692128B2 (en) | Diversion acid containing a water-soluble retarding agent and methods of making and using | |
| Wamock Jr et al. | Successful field applications of CO2-foam fracturing fluids in the Arkansas-Louisiana-Texas region | |
| RU2583104C1 (en) | Method for processing bottomhole formation zone | |
| WO2019245410A1 (en) | Method of selectively treating a bottom hole region of a formation | |
| RU2482269C2 (en) | Method for increasing oil recovery of deposit in carbonate reservoirs of fracture-pore type | |
| RU2255215C1 (en) | Method for processing face-adjacent bed zone | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
| US3421585A (en) | Liquid preflush composition and use thereof in acidizing earth formations | |
| US3465823A (en) | Recovery of oil by means of enriched gas injection | |
| RU2494244C1 (en) | Treatment method of bottom-hole formation zone | |
| RU2702175C1 (en) | Method of treatment of bottomhole formation zone with high-permeability fractures of hydraulic fracturing of formation | |
| RU2612693C1 (en) | Method to reduce water inflow in production wells without lifting of downhole pumping equipment | |
| Kristensen et al. | Laboratory evaluation and field tests of a silicate gel system intended for use under North Sea conditions | |
| RU2652238C1 (en) | Method of thermochemical processing of oil pool (options) | |
| RU2291959C1 (en) | Method for processing face zone of oil pool | |
| RU2117753C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2460874C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation | |
| RU2204710C1 (en) | Method of water inflow shutoff in gas well | |
| RU2708924C1 (en) | Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070112 |