RU2139425C1 - Method for treating bottom-hole zone of low-productive reservoirs in bed - Google Patents
Method for treating bottom-hole zone of low-productive reservoirs in bed Download PDFInfo
- Publication number
- RU2139425C1 RU2139425C1 RU98123990A RU98123990A RU2139425C1 RU 2139425 C1 RU2139425 C1 RU 2139425C1 RU 98123990 A RU98123990 A RU 98123990A RU 98123990 A RU98123990 A RU 98123990A RU 2139425 C1 RU2139425 C1 RU 2139425C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- organic solvent
- low
- injected
- acid solution
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи низкопродуктивных пластов, сложенных терригенными коллекторами, и может быть использовано для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for increasing oil recovery of low-productive formations stacked with terrigenous reservoirs, and can be used to restore the permeability of the bottom-hole formation zone of production and injection wells.
Известны способы обработки призабойной зоны пласта кислотными и глинокислотными растворами, содержащие различные добавки в виде ПАВ, углеводородных жидкостей и спиртов [1]. Known methods for treating the bottom of the formation with acid and clay acid solutions containing various additives in the form of surfactants, hydrocarbon liquids and alcohols [1].
Недостатком описанных способов является невысокая эффективность в результате отсутствия технологических приемов, усиливающих действие кислотных растворов. The disadvantage of the described methods is the low efficiency as a result of the lack of technological methods that enhance the effect of acidic solutions.
Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является способ, включающий последовательную обработку призабойной зоны пласта метиловым или этиловым спиртом или их смесью, а затем раствором кислоты [2]. Closest to the proposed technical essence is a method comprising sequential treatment of the bottomhole formation zone with methyl or ethyl alcohol or a mixture thereof, and then with an acid solution [2].
Недостаток данного способа заключается в том, что эффект стабилизации глин метиловым или этиловым спиртом достигается перед кислотной обработкой и является временным по отношению к водочувствительным глинам. The disadvantage of this method is that the effect of stabilization of clays with methyl or ethyl alcohol is achieved before acid treatment and is temporary in relation to water-sensitive clays.
Задача изобретения - повысить производительность низкопродуктивных пластов, сложенных коллекторами с большим содержанием глинистых минералов за счет восстановления коллекторских свойств пласта путем очистки и расширения существующих и создания новых флюидопроводящих каналов, стабилизации глин на удаленных участках призабойной зоны и по всей перфорированной толще пласта. The objective of the invention is to increase the productivity of low-productivity formations composed of reservoirs with a high content of clay minerals by restoring reservoir properties of the formation by cleaning and expanding existing and creating new fluid-conducting channels, stabilizing clays in remote areas of the bottomhole zone and throughout the perforated thickness of the formation.
Поставленная задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны низкопродуктивных коллекторов пласта, включающем закачку в пласт раствора кислоты и органического растворителя, перед закачкой раствора кислоты скважину очищают соляно-кислотной ванной, а после закачки раствора кислоты закачивают органический растворитель, затем проводят технологическую выдержку скважины, после чего ее вводят в эксплуатацию. The problem is solved in that in the method for treating the bottom-hole zone of low-productivity reservoir reservoirs, which includes injecting an acid solution and an organic solvent into the reservoir, the well is cleaned with a salt-acid bath before the acid solution is injected, and after the acid solution is injected, the organic solvent is pumped, then the technological exposure of the well is carried out after which it is put into operation.
В качестве раствора кислоты закачивают глинокислоту (смесь соляной и фтористоводородной кислот). Clinic acid (a mixture of hydrochloric and hydrofluoric acids) is pumped as an acid solution.
В качестве органического растворителя используют низшие спирты, гликоли, ацетон или легкие фракции нефтепереработки. As an organic solvent, lower alcohols, glycols, acetone, or light refined fractions are used.
После закачки органического растворителя скважину консервируют на расчетный период времени, определяемый фильтрационно-емкостной характеристикой пласта. After injecting the organic solvent, the well is preserved for a calculated period of time, determined by the filtration-capacity characteristic of the formation.
Суть предлагаемого способа заключается в технологии обработки ПЗП, включающей определенную последовательность закачки стимулирующих растворов и расчетное время выдержки между последующими закачками. The essence of the proposed method lies in the processing technology of the PPP, which includes a certain sequence of injection of stimulating solutions and the estimated exposure time between subsequent injections.
Для первичной очистки призабойной зоны (ОПЗ) скважины от гидроокисей металлов, цемента, карбонатов металлов закачивают раствор соляной кислоты и выдерживают его в течение 24 - 48 ч, после чего скважину промывают от продуктов реакции. После того как скважина очищена от карбонатов и гидроокисей металлов, способных образовать нерастворимые соли с фтористоводородной кислотой, закачивают максимально возможный (технологически) объем глинокислоты и выдерживают 12-24 ч для протекания реакции растворения глин, слагающих коллектор. В результате происходит восстановление проницаемости пласта путем очистки и расширения существующих и создания новых флюидопроводящих каналов на удаленных участках призабойной зоны пласта и по всей перфорированной толще пласта. Заключительной операцией является стабилизация и дегидратирование глинистых минералов посредством закачки в пласт растворителя. For primary cleaning of the bottom-hole zone (BHP) of the well from metal hydroxides, cement, metal carbonates, a solution of hydrochloric acid is pumped and held for 24 to 48 hours, after which the well is washed from the reaction products. After the well is cleaned of carbonates and metal hydroxides capable of forming insoluble salts with hydrofluoric acid, the maximum possible (technologically) volume of clay acid is pumped and held for 12-24 hours for the dissolution of the clay forming the reservoir to occur. As a result, the permeability of the formation is restored by cleaning and expanding existing and creating new fluid-conducting channels in remote areas of the bottom-hole zone of the formation and throughout the perforated thickness of the formation. The final operation is the stabilization and dehydration of clay minerals by injection of solvent into the formation.
По истечении расчетного времени после закачки стимулирующих растворов скважину вводят в эксплуатацию. After the estimated time after the injection of stimulating solutions, the well is put into operation.
Предлагаемый метод воздействия на ПЗП осуществлялся после проведения геофизических и промыслово-гидродинамических исследований. Работы проводились на объектах, имеющих низкопродуктивный коллектор. Пласт AB
"Рябчиковые породы" подразделяются на глинистый "рябчик" (Кгл = 0,5-0,8, anc= 0,25-0,35), собственно "рябчик" (Кгл = 0,25-0,5, anc = 0,35-0,5) и опесчаненный "рябчик" (Кгл = 0,05-0,25, anc= 0,5-0,65).“Hazel grouse” is divided into clay “hazel grouse” (Kgl = 0.5-0.8, a nc = 0.25-0.35), actually “hazel grouse” (Kgl = 0.25-0.5, a nc = 0.35-0.5) and sandy "hazel grouse" (Cgl = 0.05-0.25, a nc = 0.5-0.65).
Пористость варьируется в широком диапазоне от 17,8 - 29,8%, амплитуда изменения оценок проницаемости тоже велика 0,14 - 1,547 мкм2.Porosity varies in a wide range from 17.8 - 29.8%, the amplitude of the change in permeability estimates is also large 0.14 - 1.547 μm 2 .
Технологический процесс по предлагаемому способу включает три последовательных этапа. The technological process of the proposed method includes three consecutive stages.
1. Предварительная очистка призабойной зоны скважины раствором соляной кислоты (соляно - кислотная ванна). В скважину закачивают раствор 12% HCl + 0,1 - 0,3% ПАВ в объеме 10-20 м3 и выдерживают в течение 24 - 48 часов, после чего скважина промывается от продуктов реакции.1. Preliminary cleaning of the bottomhole zone of the well with a hydrochloric acid solution (hydrochloric acid bath). A solution of 12% HCl + 0.1 - 0.3% surfactant is pumped into the well in a volume of 10-20 m 3 and incubated for 24 to 48 hours, after which the well is washed from the reaction products.
2. Обработка ПЗП глинокислотой, содержащей 15% HCl + HF 4% в объеме 20-30 м3, в зависимости от мощности пласта. Скважина выдерживается для реакции в течение 12-24 часов.2. Processing of PZP with a clay acid containing 15% HCl +
3. Последний этап - обработка скважины растворителем, продавка нефтью и консервация скважины на промежуток времени, определяемый фильтрационно-емкостными свойствами конкретной скважины. 3. The last stage is the treatment of the well with solvent, the sale of oil and the preservation of the well for a period of time, determined by the filtration and capacity properties of a particular well.
Технология по предлагаемому способу реализована на 15 добывающих и одной нагнетательной скважинах Самотлорского месторождения, эксплуатирующих пласт AB
На один метр толщины пласта закачивают не менее 2,4 м3 глинокислотного раствора и 2,1 м3 растворителя. Результаты проведенных работ представлены в таблице, из которой видно, что средний прирост дебита нефти на одну скважину составил 6,7 т/с, что в 3 раза выше прироста дебита при работе по стандартной технологии. Средний дебит жидкости одной скважины после обработки по предлагаемому способу 19,2 т/с, что в 2,6 раза выше среднего дебита до обработки (7,3 т/с).At least one meter of the formation thickness is injected with at least 2.4 m 3 of a clay-acid solution and 2.1 m 3 of solvent. The results of the work are presented in the table, from which it can be seen that the average increase in oil production per well amounted to 6.7 t / s, which is 3 times higher than the growth in production when using standard technology. The average fluid flow rate of one well after treatment by the proposed method is 19.2 t / s, which is 2.6 times higher than the average flow rate before treatment (7.3 t / s).
Предлагаемый способ позволяет увеличить производительность и ускорить сроки освоения низкопродуктивных пластов Самотлорского месторождения без привлечения дорогостоящих бригад КРС и ГПП, что существенно снижает стоимость скважино-операции и повышает эффективность производственной деятельности. The proposed method allows to increase productivity and speed up the development of low-productivity reservoirs of the Samotlor field without involving expensive teams of cattle and gas processing stations, which significantly reduces the cost of well operations and increases the efficiency of production activities.
Источники информации
1. Вопросы повышения эффективности кислотных составов для обработки скважин. В.Н. Глушко, О.В. Поздеев. -М.: ВНИИУ и ЭНП. 1998, cтр. 28 - 40.Sources of information
1. Issues of increasing the efficiency of acid compositions for well treatment. V.N. Glushko, O.V. Pozdeev. -M .: VNIIU and ENP. 1998, p. 28 - 40.
2. Патент США N 3738425, кл. E 21 B 33/13, 1973 г.- прототип. 2. US patent N 3738425, class. E 21 B 33/13, 1973 - prototype.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98123990A RU2139425C1 (en) | 1998-12-28 | 1998-12-28 | Method for treating bottom-hole zone of low-productive reservoirs in bed |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98123990A RU2139425C1 (en) | 1998-12-28 | 1998-12-28 | Method for treating bottom-hole zone of low-productive reservoirs in bed |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2139425C1 true RU2139425C1 (en) | 1999-10-10 |
Family
ID=20214187
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU98123990A RU2139425C1 (en) | 1998-12-28 | 1998-12-28 | Method for treating bottom-hole zone of low-productive reservoirs in bed |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2139425C1 (en) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2506421C1 (en) * | 2012-08-07 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of bottom-hole zone |
RU2506422C1 (en) * | 2012-08-15 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of bottom-hole zone |
RU2520989C1 (en) * | 2013-03-13 | 2014-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Bottomhole zone treatment method for horizontal well |
RU2535538C1 (en) * | 2013-07-19 | 2014-12-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Acid treatment of carbonate seam |
RU2807674C1 (en) * | 2023-05-30 | 2023-11-21 | Олег Васильевич Коломийченко | Method for increasing oil recovery from oil-kerogen-containing productive formations of the bazhenov formation |
-
1998
- 1998-12-28 RU RU98123990A patent/RU2139425C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2506421C1 (en) * | 2012-08-07 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of bottom-hole zone |
RU2506422C1 (en) * | 2012-08-15 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of bottom-hole zone |
RU2520989C1 (en) * | 2013-03-13 | 2014-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Bottomhole zone treatment method for horizontal well |
RU2535538C1 (en) * | 2013-07-19 | 2014-12-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Acid treatment of carbonate seam |
RU2807674C1 (en) * | 2023-05-30 | 2023-11-21 | Олег Васильевич Коломийченко | Method for increasing oil recovery from oil-kerogen-containing productive formations of the bazhenov formation |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
AT392822B (en) | METHOD FOR REMOVING FORMED FORMATION DURING OIL EXTRACTION | |
CA1271702C (en) | Chemical flooding and controlled pressure pulse fracturing process for enhanced hydrocarbon recovery from subterranean formations | |
US4690217A (en) | Process for water injectivity improvement treatment of water injection wells | |
RU2139425C1 (en) | Method for treating bottom-hole zone of low-productive reservoirs in bed | |
US3335792A (en) | Method for increasing oil recovery | |
RU2519093C1 (en) | Method of oil formation treatment | |
RU2724833C1 (en) | Treatment method of bottomhole formation zone with terrigenous type of reservoir | |
RU2062865C1 (en) | Method for exploitation of high-viscosity oil pool | |
US3575240A (en) | Recovery of heavy oils by fracturing and injection of gas | |
RU2161251C1 (en) | Method of acid treatment of wells in carbonate oil formation | |
RU2334086C1 (en) | Method of oil pool development | |
RU2156353C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of oil producing well | |
RU1319660C (en) | Method for treatment of bottom-hole zone of formations nonuniform in permeability | |
RU2085711C1 (en) | Method for development of terrigenous oil bed | |
RU2165013C1 (en) | Method of treating terrigenous and clay oil reservoirs | |
RU2774964C1 (en) | Production formation bottomhole zone treatment method | |
RU2143062C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole formation zone of injection well | |
RU2112136C1 (en) | Process developing inhomogeneous oil pool | |
RU2103486C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
RU2042803C1 (en) | Method for reagent treatment of well | |
RU2042801C1 (en) | Method for treatment of well perforated zone | |
RU2096604C1 (en) | Method for treatment of bottom-hole zone of bed | |
RU2211325C1 (en) | Method of treatment of bottomhole formation zone | |
RU2135757C1 (en) | Process of treatment of wells | |
RU2001252C1 (en) | Method for increasing oil recovery |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20141229 |