RU2140531C1 - Method of treating bottom zone of oil formation - Google Patents
Method of treating bottom zone of oil formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2140531C1 RU2140531C1 RU98114788A RU98114788A RU2140531C1 RU 2140531 C1 RU2140531 C1 RU 2140531C1 RU 98114788 A RU98114788 A RU 98114788A RU 98114788 A RU98114788 A RU 98114788A RU 2140531 C1 RU2140531 C1 RU 2140531C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- zone
- formation
- organic solvent
- well
- acid
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам обработки призабойной зоны для повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, эксплуатирующих терригенные низкопроницаемые пласты или ухудшивших свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны, и освоения скважин. The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for treating the bottom-hole zone to increase production productivity and injectivity of injection wells exploiting terrigenous low-permeability formations or worsening their performance due to contamination of the borehole zone and well development.
В условиях низкопроницаемых пластов продуктивность (приемистость) скважин не соответствует гидродинамическим параметрам пласта (подразумевается ее удаленная часть) из-за резкого увеличения фильтрационного сопротивления призабойной зоны пласта (ПЗП) в режиме плоскорадиальной фильтрации жидкости. In conditions of low-permeability formations, the productivity (injectivity) of the wells does not correspond to the hydrodynamic parameters of the formation (its remote part is implied) due to a sharp increase in the filtration resistance of the bottom-hole formation zone (PZP) in the mode of radial fluid filtration.
Падение продуктивности скважин с высокопроницаемыми пластами связано с ухудшением гидродинамических характеристик ПЗП вследствие снижения проницаемости прискважинной зоны пласта, вызванного техногенными факторами. Основными причинами этого являются загрязнение прискважинной части ПЗП дисперсными компонентами бурового раствора и технологических жидкостей в процессе вскрытия пласта и освоения скважины, уплотнение пород в призабойной зоне за счет гидровоздействия, разбухание глинистого цемента породы-коллектора, увеличение водонасыщенности коллектора и снижение фазовой проницаемости по нефти, выпадение солей и асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО). The decline in the productivity of wells with highly permeable reservoirs is associated with a deterioration in the hydrodynamic characteristics of the BFZ due to a decrease in the permeability of the near-wellbore zone of the reservoir caused by technological factors. The main reasons for this are contamination of the near-bottom part of the bottomhole formation zone with dispersed components of the drilling fluid and process fluids during the opening of the formation and development of the well, compaction of the rocks in the bottom-hole zone due to hydraulic action, swelling of the clay cement of the reservoir rock, increasing the water saturation of the reservoir and reducing the phase permeability of oil, precipitation salts and asphaltene-resin-paraffin deposits (AFS).
Для увеличения или востановления проницаемости соответственно низко- и высокопроницаемых пластов применяют различные методы. Наиболее распространенными являются физико-химические методы обработки призабойной зоны (ОПЗ) с использованием различных кислотных составов и растворителей (Г.З. Ибрагимов, К. С. Фазлутдинов, Н. И. Хисамутдинов "Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти", М., Недра, 1991, с. 22 - 38). Однако их эффективность невысока из-за недостаточной степени воздействия на ПЗП вследствие применения небольших объемов химреагентов. Various methods are used to increase or restore the permeability of respectively low and high permeability formations. The most common are the physicochemical methods for treating the bottom-hole zone (BHP) using various acid compositions and solvents (G.Z. Ibragimov, K. S. Fazlutdinov, N. I. Khisamutdinov "The use of chemical reagents for the intensification of oil production", M. , Nedra, 1991, p. 22 - 38). However, their effectiveness is low due to the insufficient degree of impact on the PPP due to the use of small volumes of chemicals.
Известен способ ОПЗ при помощи депрессионого воздействия на ПЗП (Р.С. Яремийчук, Ю. Д. Качмар "Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин", Львов, Высшая школа, 1982, 152 с.). Способ также недостаточно эффективен ввиду того, что не позволяет полностью очистить ПЗП от частиц разрушенной породы, загрязнений, особенно агломерированных и имеющих большие размеры, превышающие размеры поровых каналов. There is a known method of SCR with the help of depressive effects on PZP (RS Yaremiichuk, Yu. D. Kachmar "Opening of productive horizons and development of wells", Lviv, Higher School, 1982, 152 S.). The method is also not effective enough due to the fact that it does not allow to completely clean the PZP of particles of destroyed rock, contaminants, especially agglomerated and having large sizes exceeding the size of pore channels.
Известен способ ОПЗ с использованием физико-химического воздействия, в котором объем используемого реагента, следовательно глубина обработки, рассчитывается исходя из оценки фильтрационных характеристик пласта ("Руководство по применению системной технологии воздействия на нефтяные пласты месторождений Главтюменнефтегаза", РД 39-0147035-254-88р, ВНИИнефть, СибНИИП). Он также недостаточно эффективен ввиду того, что в способе применяется реагент только одной функциональной назначенности. Это не обеспечивает удаления из ПЗП всех видов загрязнений и частиц разрушенной породы и не позволяет, таким образом, значительно увеличить проницаемость пласта. A known method of SCR using physico-chemical exposure, in which the volume of the reagent used, therefore the depth of processing, is calculated based on the assessment of the filtration characteristics of the reservoir ("Guide to the application of systemic technology of impact on oil reservoirs of Glavtyumenneftegaz fields", RD 39-0147035-254-88r , VNIIneft, SibNIIIP). It is also not effective enough due to the fact that the method uses a reagent of only one functional purpose. This does not ensure the removal of all types of contaminants and particles of the destroyed rock from the bottomhole formation zone and thus does not significantly increase the permeability of the formation.
Наиболее близким аналогом изобретения к предложенному изобретению является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта циклическим воздействием, включающий закачку кислоты в зону продуктивного пласта, проведение технологической выдержки и извлечение отработанного раствора созданием депрессии в скважине (см, например, "Инструкцию по освоению скважин методом создания управляемых циклических депрессий на пласт с использованием струйных насосов", РД 39-2-1306-86. М. , Министерство нефтяной промышленности, 1985). Известный способ недостаточно эффективен из-за небольшого объема применяемого кислотного состава и монофункциональности применяемого химреагента, что не обеспечивает достаточной глубины и полноты обработки ПЗП. The closest analogue of the invention to the proposed invention is a method of treating the bottom-hole zone of an oil reservoir by cyclic treatment, including pumping acid into the zone of the reservoir, holding the process and extracting the spent solution by creating a depression in the well (see, for example, “Instructions for developing wells by creating controlled cyclic depressions on the reservoir using jet pumps ", RD 39-2-1306-86. M., Ministry of Petroleum Industry, 1985). The known method is not effective enough due to the small amount of acid composition used and the monofunctionality of the chemical used, which does not provide sufficient depth and completeness of the processing of PPP.
Техническим результатом изобретения является создание высокоэффективного способа обработки призабойной зоны нефтяного пласта с низко- или высокопроницаемыми коллекторами, позволяющего за счет сочетания закачки химреагента различной функциональной назначенности с депрессионным воздействием достичь гидродинамического сверхсовершенства скважины, позволяющего повысить ее продуктивность. The technical result of the invention is the creation of a highly efficient method for treating the bottom-hole zone of an oil reservoir with low- or high-permeability reservoirs, which allows to achieve hydrodynamic super-perfection of the well by combining the injection of a chemical agent of various functions with a depressive effect, which makes it possible to increase its productivity.
При этом под гидродинамическим сверхсовершенством скважины подразумевается превышение фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в призабойной зоне. At the same time, under the hydrodynamic super-perfection of the well is meant the excess of filtration resistances in the formation zone remote from the well over those in the bottomhole zone.
Необходимый технический результат достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны нефтяного пласта циклическим воздействием, включающем закачку кислоты в зону продуктивного пласта, проведение технологической выдержки и извлечение отработанного раствора созданием депрессии в скважине, согласно изобретению в зону продуктивного пласта закачивают кислоту или кислоту с поверхностно-активным веществом или деэмульгатором, при этом химреагенты закачивают в пласт в порядке, сочетаниях и объемах, определяемых состоянием скважины и до превышения фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в ее призабойной зоне, а технологическую выдержку и извлечение отработанного раствора депрессией осуществляют и после закачки органического растворителя. The required technical result is achieved by the fact that in the method for treating the bottom-hole zone of an oil reservoir with cyclic action, including injecting acid into the zone of the reservoir, holding the process and extracting the spent solution by creating a depression in the well, according to the invention, acid or acid is pumped from the surface active substance or demulsifier, while chemicals are pumped into the reservoir in the order, combinations and volumes determined by the state of the well and until the filtering resistances in the formation zone remote from the well are higher than those in its bottom-hole zone, and the technological exposure and extraction of the spent solution by depression is carried out after the injection of the organic solvent.
Кроме того, в зону продуктивного пласта дополнительно закачивают разглинизатор и/или гидрофобизатор. In addition, a proppant and / or water repellent is additionally pumped into the zone of the reservoir.
Поставленная задача решается путем создания способа обработки призабойной зоны нефтяного пласта циклическим воздействием, включающего закачку химреагента в зону продуктивного пласта, проведение технологической выдержки и извлечение отработанного химреагента созданием депрессии, причем воздействие осуществляется использованием химреагентов различной функциональной назначенности до достижения гидродинамического сверхсовершенства скважины. В качестве химреагентов различной функциональной назначенности используют кислотные составы, органические растворители, реагенты разглинизации на основе неорганических солей, гидрофобизаторы на основе катионных поверхностно-активные вещества (ПАВ) и деэмульгаторы. The problem is solved by creating a method for treating the bottom-hole zone of an oil reservoir with a cyclic action, including pumping a chemical into the zone of a productive formation, carrying out technological exposure and extracting the spent chemical by creating depression, the effect being carried out using chemicals of various functional purpose until the hydrodynamic super-perfection of the well is achieved. As chemical reagents of various functionalities, acidic compositions, organic solvents, claying reagents based on inorganic salts, water-based cationic surfactants and surfactants and demulsifiers are used.
Для выполнения технологии могут быть использованы, например, следующие кислоты:
- кислота соляная, ингибированная по ТУ 2122-131-05807960-97, ТУ 6-01-714-87, ТУ 6-01-04689381-85-92, ТУ 39-05765670-ОП-212-95;
- кислота фтористоводородная (плавиковая) по ГОСТ 2567-89, ТУ 6-09-2622-88, ТУ 113-08-523-82, ТУ 6-08-397-77;
- ингибированная смесь кислот соляной и фтористоводородной по ТУ 6-01-14-78-91, ТУ 113-08-523-82;
- смесь кислот: кислоты кремнефтористоводородной технической - отхода производства фосфорных удобрений, фтористого водорода и хладона по ТУ 113-08-555-84 и кислоты соляной, ингибированной по ТУ 6-01-04689381-85-92, в объемном соотношении 1 : 1.To perform the technology, for example, the following acids can be used:
- hydrochloric acid, inhibited according to TU 2122-131-05807960-97, TU 6-01-714-87, TU 6-01-04689381-85-92, TU 39-05765670-OP-212-95;
- hydrofluoric acid (hydrofluoric) in accordance with GOST 2567-89, TU 6-09-2622-88, TU 113-08-523-82, TU 6-08-397-77;
- an inhibited mixture of hydrochloric and hydrofluoric acids according to TU 6-01-14-78-91, TU 113-08-523-82;
- a mixture of acids: technical hydrofluoric acid - waste production of phosphate fertilizers, hydrogen fluoride and chladone according to TU 113-08-555-84 and hydrochloric acid, inhibited according to TU 6-01-04689381-85-92, in a volume ratio of 1: 1.
Кислотные составы по реакционной способности подразделяются на составы жесткого и умеренного действия. Кислотный состав жесткого действия содержит соляную и плавиковую кислоты концентрацией соответственно 17 - 22 и 2 - 5% (по массе). Кислотный состав умеренного действия содержит соляную и плавиковую кислоты концентрацией соответственно 12 - 22 и 2 - 5% (по массе) и ПАВ или деэмульгатор в количестве 0,05 - 2,0% (по массе). Кислотный состав умеренного действия обязательно проталкивается вглубь пласта пресной или технической водой (вода для заводнения нефтяных пластов по ОСТ 39-225-88) объемом 1 - 2,5 объема кислотного состава. Концентрации кислот в кислотных составах подбираются исходя из вещественного и минералогического составов породы-коллектора. Закачка кислотного раствора способствует растворению и диспергированию силикатной, карбонатной и глинистой составляющих породы. Acidic compositions according to reactivity are divided into compositions of hard and moderate action. The hard-acting acid composition contains hydrochloric and hydrofluoric acids with a concentration of 17–22 and 2–5%, respectively, by weight. The moderate acid composition contains hydrochloric and hydrofluoric acids with a concentration of 12-22 and 2-5%, respectively, by weight, and a surfactant or demulsifier in an amount of 0.05-2.0% (by weight). A moderate acid composition is necessarily pushed deep into the reservoir with fresh or industrial water (water for flooding oil reservoirs according to OST 39-225-88) with a volume of 1 - 2.5 volumes of acid composition. Concentrations of acids in acid compositions are selected based on the material and mineralogical compositions of the reservoir rock. Injection of an acid solution helps dissolve and disperse the silicate, carbonate and clay constituents of the rock.
В технологии в качестве органических растворителей могут быть использованы, например:
- углеводородные растворители, такие как гексановая фракция по ТУ 38-10388-93, "Широкая фракция легких углеводородов" (ШФЛУ) по ТУ 38-101524-83. "Фракция бензиновая прямогонная" по ТУ 38.601-09-166-91, дистиллат и конденсат - продукты первичной переработки нефти на УКПН нефтепромыслов;
- спиртовые растворители, такие как кубовый остаток производства бутиловых спиртов по ТУ 38.1021167-85, флотореагент - оксаль по ТУ 2452-029-05766801-94, отработанный растворитель производства ТПМ-2 полимера по ТУ 38.303-04-25-94, жидкие продукты пиролиза по ТУ 10285-83, метанольная фракция по СТП 145-95 (ОАО "Химпром"), головная фракция производства бутиловых спиртов по ТУ 39-9794688-002-89, пирановая фракция по ТУ 38.602-09-13-90;
-ароматические растворители, такие как Нефрас-А-120/1200 по ТУ 38.101809-90, Нефрас С4-155/200 по ГОСТ 3134-78, сольвент - нефтяной растворитель по ТУ 38.1014049-87Е, бутилбензольная фракция по ТУ 38.10297-78.In technology, as organic solvents can be used, for example:
- hydrocarbon solvents such as hexane fraction according to TU 38-10388-93, "Wide fraction of light hydrocarbons" (BFLH) according to TU 38-101524-83. "Straight-run gasoline fraction" according to TU 38.601-09-166-91, distillate and condensate - products of primary oil refining at UKPN of oil fields;
- alcohol solvents, such as bottoms from the production of butyl alcohols according to TU 38.1021167-85, flotation reagent - oxal according to TU 2452-029-05766801-94, spent solvent from the production of TPM-2 polymer according to TU 38.303-04-25-94, liquid pyrolysis products according to TU 10285-83, methanol fraction according to STP 145-95 (Khimprom OJSC), head fraction of butyl alcohol production according to TU 39-9794688-002-89, pyran fraction according to TU 38.602-09-13-90;
aromatic solvents such as Nefras-A-120/1200 according to TU 38.101809-90, Nefras C4-155 / 200 according to GOST 3134-78, solvent - oil solvent according to TU 38.1014049-87E, butylbenzene fraction according to TU 38.10297-78.
В органические растворители могут быть добавлены ПАВ или деэмульгаторы в количестве 0,05 - 0,5% (по массе). Surfactants or demulsifiers in amounts of 0.05-0.5% (by weight) can be added to organic solvents.
Введение органического растворителя способствует удалению пленочной нефти и АСПО, наличие которых в ПЗП снижает проницаемость этой нефти, затрудняет последующее проведение кислотных обработок с целью разрушения загрязнений минерального происхождения и воздействия на скелет породы. The introduction of an organic solvent helps to remove film oil and paraffin deposits, the presence of which in the PPP reduces the permeability of this oil, complicates the subsequent acid treatments to destroy mineral contaminants and affect the rock structure.
В качестве реагентов разглинизации могут быть использованы, например, бисульфат натрия по ГОСТ 6053-77, или кальцинированная сода по ГОСТ 5100-85Е, или гидросульфит натрия по ГОСТ 246-67, или хлорид аммония по ГОСТ 2210-51. As the wining reagents, for example, sodium bisulfate according to GOST 6053-77, or soda ash according to GOST 5100-85E, or sodium hydrosulfite according to GOST 246-67, or ammonium chloride according to GOST 2210-51 can be used.
Реагенты разглинизации в ПЗП закачиваются в виде водных растворов концентрацией 8 - 12% (по массе). The wedging reagents in the PPP are pumped in the form of aqueous solutions with a concentration of 8-12% (by weight).
Реагенты разглинизации способствуют диспергированию и, отчасти, структурному разрушению глинистой компоненты породы и глины, привнесенной в ПЗП при бурении скважины. Claying reagents contribute to the dispersion and, in part, structural destruction of the clay component of the rock and clay introduced into the bottomhole formation zone when drilling a well.
В качестве гидрофобизатора могут быть использованы, например, катионные ПАВ, такие как Катапин АБ по ТУ 6-01-816-75, Катапин по ТУ 6-01-816-75, Дон-52 по ТУ 2484-006-04706205-93, ИВВ-1 по ТУ 6-01-407-89. As a water repellent agent, for example, cationic surfactants can be used, such as Catapin AB according to TU 6-01-816-75, Katapin according to TU 6-01-816-75, Don-52 according to TU 2484-006-04706205-93, IVV-1 according to TU 6-01-407-89.
Гидрофобизаторы в ПЗП закачиваются в виде водных растворов концентраций 0,2 - 3,0% (по массе). Water repellents in PZP are pumped in the form of aqueous solutions of concentrations of 0.2 - 3.0% (by weight).
Гидрофобизаторы используют в условиях недонасыщенных нефтью пластов, т. е. при наличии рыхло связанной воды. Гидрофобизаторы способствуют улучшению фазовой проницаемости ПЗП для нефти, тем самым существенно снижая гидравлические потери в этой зоне. Water repellents are used in conditions of oil-unsaturated formations, i.e., in the presence of loosely bound water. Water repellents contribute to improving the phase permeability of the bottomhole formation zone for oil, thereby significantly reducing hydraulic losses in this zone.
В качестве ПАВ могут быть использованы, например, Неонол АФ9-12 по ТУ 38.507-63-171-91, Неонол АФ9-6, АФ9-4 по ТУ 38.50724-87, Сульфанол НП-3 по ТУ 84-509-81.As surfactants can be used, for example, AF Neonol 9 TU 38.507-63-171-91 -12, -6 9 Neonol AF, AF 9 -4 TU 38.50724-87, sulfanol NP TU-3 84-509- 81.
В качестве деэмульгатора могут быть использованы, например, водорастворимые Дипроксамин 157-65М по ТУ 38.1011128-87, Реапон-4В по ТУ 2226-005-10488057-94, другие отечественные и зарубежные аналоги (Дисолван, Сепарол и др. ), наиболее эффективно применяемые для разрушения водонефтяной эмульсии при подготовке нефти конкретного нефтепромыслового объекта (месторождений). В качестве нефтерастворимого деэмульгатора используют, например, СНПХ-4480 по ТУ 39-05765670-00-220-96 и др. Нефтерастворимый деэмульгатор добавляется в углеводородные и ароматические растворители. As a demulsifier, for example, water-soluble Diproxamine 157-65M according to TU 38.1011128-87, Reapon-4V according to TU 2226-005-10488057-94, other domestic and foreign analogues (Disolvan, Separol and others) that are most effectively used can be used. for the destruction of oil-water emulsions in the preparation of oil of a specific oil field facility (fields). As an oil-soluble demulsifier, for example, SNPCH-4480 according to TU 39-05765670-00-220-96, etc. is used. An oil-soluble demulsifier is added to hydrocarbon and aromatic solvents.
Применение ПАВ и деэмульгаторов способствует улучшению условий закачки реагентов в пласт и более легкому удалению отработанных продуктов реакции и загрязнений пласта. The use of surfactants and demulsifiers helps to improve the conditions for injecting reagents into the formation and easier removal of spent reaction products and formation contaminants.
Объемы закачиваемых реагентов различной функциональной назначенности определяются исходя из радиусов обрабатываемых зон, определяемых на основании данных, полученных в результате гидродинамических исследований. Путем интерпретации данных гидродинамических исследований (КВД-кривой восстановления давления для добывающих и КПД-кривой падения давления для нагнетательных скважин) определяют радиусы измененной проницаемости (Pп, см) в ПЗП и радиус активного дренирования (Pа, см) пласта по следующим формулам:
где χ1, χ2 - соответственно пьезопроводность пласта, определяемая по начальному и конечному участкам КВД (КПД), см2/с;
T1 - время, соответствующее точке перегиба КВД (КПД), с;
T2 - время полного восстановления давления, с.The volumes of injected reagents of various functionalities are determined based on the radii of the processed zones, determined on the basis of data obtained as a result of hydrodynamic studies. By interpreting hydrodynamic studies data (HPC-curve pressure recovery for extracting and efficiency curve of the pressure drop for injection wells) define radii altered permeability (P n, cm) in PPP and radius active drainage (P a, cm) reservoir by the following formulas:
where χ 1 , χ 2 - respectively, the piezoelectric conductivity of the reservoir, determined by the initial and final sections of the HPC (COP), cm 2 / s;
T 1 - time corresponding to the inflection point of the HPC (efficiency), s;
T 2 is the time of full pressure recovery, s.
Объемы закачки химреагентов (V, м3) определяют по формуле
где Px - значения Pп или Pа, определяемые по формулам 1, 2, м;
m - коэффициент пористости, доля единицы;
h - эффективная работающая толщина пласта, определяемая по данным промысловых геофизических исследований, м.The volume of injection of chemicals (V, m 3 ) is determined by the formula
where P x - the values of P p or P a determined by the
m - coefficient of porosity, fraction of unit;
h is the effective working thickness of the reservoir, determined according to the data of field geophysical studies, m
Для расчета объемов кислотного состава жесткого действия, органического растворителя, разглинизатора берут значения Pп, а для расчета объема кислотного состава умеренного действия, включая объем воды для проталкивания в глубь пласта, берут значение Pа, а истинный объем кислотного состава умеренного действия составляет 0,3 - 0,5 от расчетного значения.For calculation of the volume of the acid composition of the hard actions organic solvent razglinizatora taking values P n, and for calculating the volume of the acid composition mild action, including the amount of water to push deeper into the formation, taking the value P a, and the true scope of the acid composition moderate action is 0, 3 - 0.5 of the calculated value.
Для депрессивного воздействия используют струйные (эжекционные) насосы марок УОС-1, УЭОС, НСС, УГИП и т.п. Для депрессионного воздействия могут быть использованы методы свабирования, снижения уровня жидкости в скважине, компрессирование при помощи инертных газов, заменой скважинной жидкости ценными системами и другие используемые в нефтепромысловой практике технологические приемы. For depressive effects use jet (ejection) pumps brands UOS-1, UEOS, NSS, UGIP, etc. For depressive effects, methods of swabbing, lowering the level of fluid in the well, compression using inert gases, replacing the wellbore fluid with valuable systems, and other technological methods used in oilfield practice can be used.
Способ осуществляют следующим образом:
В скважину спускают колонну НКТ (насосно-компрессорные трубы), скомпанованную струйным насосом, пакером и забойным фильтром, устанавливаемых на расчетных глубинах. (В случае использования для депрессионного воздействия метода свабирования в скважину спускают колонну НКТ из шаблонированных труб и пакера, а при создании депрессии методом компрессирования на расчетных глубинах устанавливают два мандреля или перепускных клапана). При помощи насосных агрегатов осуществляют продавку в пласт расчетного объема органического растворителя с добавкой ПАВ или деэмульгатора пресной или технической водой или нефтью. После выдержки в течение 12 часов при помощи струйного насоса или упомянутых выше способов осуществляют депрессионное воздействие на пласт для извлечения всего объема отработанного растворителя и продуктов реакции. Затем продавливают пресной или технической водой в пласт последовательно соляную кислоту концентрацией 22 - 24% (по массе) с добавкой ПАВ или деэмульгатора в объеме, рассчитанном исходя из расхода 0,5 м3 на один метр эффективной работающей толщины пласта, кислотный состав жесткого действия в расчетном объеме.The method is as follows:
A tubing string (tubing), arranged by a jet pump, a packer and a downhole filter installed at the calculated depths, is lowered into the well. (In the case of using the swabbing method for the depressive effect, the tubing string is lowered from the template pipes and the packer into the well, and when creating depression by compression, two mandrels or bypass valves are installed at the calculated depths). Using pumping units, the calculated volume of the organic solvent is added to the formation with the addition of a surfactant or demulsifier with fresh or industrial water or oil. After exposure for 12 hours using a jet pump or the above methods, a depressive effect is applied to the formation to extract the entire volume of spent solvent and reaction products. Then, hydrochloric acid with a concentration of 22-24% (by weight) is successively squeezed with fresh or technical water into the formation with the addition of a surfactant or demulsifier in a volume calculated on the basis of a flow rate of 0.5 m 3 per meter of effective working thickness of the formation, the acid composition of hard action in estimated volume.
После вдержки на реакцию в течение 6 - 12 часов осуществляют депрессионное воздействие для извлечения из пласта всего объема отработанных соляной кислоты и кислотного состава, продуктов реакции и частиц загрязнений. Затем в пласт продавливают расчетный объем разглинизатора с добавкой ПАВ или деэмульгатора и пресной или технической водой. После выдержки на реакцию в течение 6 - 8 часов осуществляют депрессионное воздействие для извлечения отработанного реагента и продуктов реакции, - диспергированных глинистых частиц. Затем в пласт продавливают последовательно расчетные объемы кислотного состава умеренного действия с добавкой ПАВ или деэмульгатора и пресной или технической воды. Продавку осуществляют пресной или технической водой. После выдержки на реакцию в течение 2 часов осуществляют депрессионное воздействие для извлечения из пласта всего объема отработанного кислотного состава, включая задавленную в пласт воду, и продуктов реакции. Затем в пласт продавливают расчетный объем водного раствора гидрофобизатора пресной или технической водой. После выдержки в течение 6 - 8 часов осуществляют депрессионное воздействие для извлечения всего объема отработанного гидрофобизатора. После этого проводят промысловые геофизические исследования скважины, определяют ее продуктивность, опускают в скважину соответствующий насос (за исключением случаев выхода скважин на режим фонтанирования после обработки) и вводят ее в эксплуатацию. After holding the reaction for 6 to 12 hours, a depressive effect is carried out to extract the entire volume of spent hydrochloric acid and acid composition, reaction products and contaminants from the formation. Then, the calculated volume of the proppant with the addition of a surfactant or demulsifier and fresh or industrial water is forced through the formation. After exposure to the reaction for 6 to 8 hours, a depressive effect is carried out to extract the spent reagent and reaction products, dispersed clay particles. Then, the calculated volumes of moderate acid composition with the addition of a surfactant or demulsifier and fresh or industrial water are successively pushed into the reservoir. Selling is carried out with fresh or industrial water. After exposure to the reaction for 2 hours, a depressive effect is performed to extract from the formation the entire volume of the spent acid composition, including water crushed into the formation, and reaction products. Then, the calculated volume of the aqueous solution of the hydrophobizer with fresh or industrial water is pushed into the reservoir. After exposure for 6 to 8 hours, a depressive effect is performed to extract the entire volume of the spent water repellent. After that, field geophysical studies of the well are carried out, its productivity is determined, the corresponding pump is lowered into the well (with the exception of the cases when the wells enter the gushing mode after processing) and put into operation.
Последовательность технологических операций по закачке химреагентов различной функциональной назначенности может быть иной и из технологических операций могут быть исключены задавки в ПЗП разглинизатора и/или гидрофобизатора. Конкретную последовательность применяемых химреагентов определяют по диагностике состояния ПЗП исходя из геолого-физических характеристик пласта, его вещественного и минералогического составов и предыстории скважины. The sequence of technological operations for the injection of chemicals of different functionalities may be different and from technological operations, crushing in the PPP of a decontaminator and / or water repellent may be excluded. The specific sequence of chemicals used is determined by the diagnosis of the condition of the bottomhole formation zone based on the geological and physical characteristics of the formation, its material and mineralogical composition and the history of the well.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно за счет целенаправленного химического воздействия химреагентами различной функциональной назначенности с последующим депрессионным воздействием для извлечения продуктов реакции более эффективно обработать призабойную зону пласта до достижения гидродинамического сверхсовершенства скважины. A new set of claimed essential features allows to obtain a new technical result, namely due to the targeted chemical exposure to chemicals of various functionalities with subsequent depressive effects to extract the reaction products to more effectively treat the bottom-hole formation zone until the hydrodynamic super-perfection of the well is achieved.
Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности существенных признаков и обладающего высокими показателями при обработке ПЗП. An analysis of the well-known solutions selected in the search process showed that in science and technology there is no object similar to the claimed combination of essential features and having high rates when processing PPP.
Приводим конкретный промышленный пример осуществления способа обработки призабойной зоны нефтяного пласта. We give a specific industrial example of the method of processing the bottom-hole zone of the oil reservoir.
Пример 1. Example 1
Способ реализован на действующей добывающей скважине 2086, эксплуатирующей пласт БС18-20 Быстринского месторождения. Эффективная работающая толщина пласта 3,4 м. Пласт низкопроницаемый. Скважина эксплуатируется с ШГН. Дебит скважины по жидкости 8,0 т/сут, обводненность - 56,8%.The method is implemented on an existing producing well 2086 operating a layer of BS 18-20 of the Bystrinskoye field. The effective working layer thickness is 3.4 m. The layer is low permeable. The well is operated with SHGN. Liquid flow rate of the well is 8.0 tons / day, water cut is 56.8%.
В скважину спускают колонну НКТ, скомпанованную струйным насосом УОС-1, пакером и забойным фильтром с установкой башмака колонны в середине интервала перфорации. A tubing string is lowered into the well, assembled by a UOS-1 jet pump, a packer and a downhole filter with the column shoe installed in the middle of the perforation interval.
При помощи насосных агрегатов в пласт задавливают 10 м3 органического растворителя ШФЛУ. После технологической выдержки на реакцию в течение 12 часов осуществляют циклическое депрессивное воздействие (12 циклов) и извлекают из пласта 10 м3 отработанного ШФЛУ с диспергированными и растворенными компонентами АСПО. В пласт последовательно задавливают буфер из 3,5 м3 соляной кислоты 24% концентрации (по массе) с добавлением Неонола АФ9-12 с содержанием 0,5% (по массе) и 6,5 м3 кислотного состава с содержанием 22% (по массе) соляной кислоты и 3% (по массе) плавиковой кислоты. Проводят технологическую выдержку на реакцию в течение 12 часов. Осуществляют депрессионное воздействие и извлекают 10 м3 отработанных реагентов с продуктами реакции. Их анализ показал отсутствие глинистых компонентов. В пласт последовательно задавливают 18 м3 кислотного состава с содержанием 22% (по массе) соляной и 3% (по массе) плавиковой кисот, 0,7% (по массе) Неонола АФ9-12 и 36 м3 технической воды. Осуществляют технологическую выдержку с течение 2 часов. Депрессивным воздействием извлекают из пласта 54 м3 отработанного реагента с водой и продуктами реакции. В конце депрессионного воздействия скважина вышла на режим фонтанирования. Скважину запускают в работу фонтанным способом. Дебит по жидкости составил 48,6 м3/сут, обводненность 51,3%.Using pumping units, 10 m 3 of NGL organic solvent is crushed into the reservoir. After technological exposure to the reaction for 12 hours, a cyclic depressive effect (12 cycles) is carried out and 10 m 3 of spent BFLH with dispersed and dissolved ASPO components are extracted from the reservoir. The buffer layer sequentially crush of 3.5 m 3 of hydrochloric acid of 24% concentration (by weight) supplemented with Neonol AF 9 -12 with 0.5% (by weight), and 6.5 m3 of acid composition with a content of 22% ( by weight) hydrochloric acid and 3% (by weight) hydrofluoric acid. Spend technological exposure to the reaction for 12 hours. Carry out a depressive effect and extract 10 m 3 of spent reagents with reaction products. Their analysis showed the absence of clay components. The layer sequentially
Примеры 2 - 12. Examples 2 to 12.
Соответственно осуществлены на скважинах 3118, 3129, 3117 Быстринского месторождения, пласт БС 18-20; 5612, 1480, 24401 Ромашкинского месторождения, пласт Д1, 5417 Южно-Ягунском месторождении, пласт ЮС-1; 73, 56 Маслиховского месторождения, 12915а, 24401 Ромашкинского месторождения, пласт Д1, 3061 (прототип) Быстринского месторождения, пласт БС-18-20. Обработку проводят аналогично описанном в примере 1, изменяя согласно формуле изобретения используемые химреагенты. Геолого-промысловые характеристики скважин, основные технологические параметры обработок по примерам 1 - 12 и их эффективность (коэффициенты продуктивности) представлены в таблице.Accordingly, implemented at wells 3118, 3129, 3117 of the Bystrinskoye field, BS 18-20 formation; 5612, 1480, 24401 of the Romashkinskoye field, reservoir D 1 , 5417 of the Yuzhno-Yagunskoye field, reservoir YUS-1; 73, 56 of the Maslikhovsky field, 12915 a , 24401 of the Romashkinskoye field, reservoir D 1 , 3061 (prototype) of the Bystrinskoye field, BS-18-20 layer. The treatment is carried out similarly to that described in example 1, changing according to the claims used chemicals. The geological and field characteristics of the wells, the main technological parameters of the treatments in Examples 1-12 and their effectiveness (productivity coefficients) are presented in the table.
Из представленных в таблице данных видно, что использование заявленного способа позволяет достичь гидродинамического сверхсовершенства скважины, обеспечивая многократное повышение ее продуктивности. From the data presented in the table it can be seen that the use of the claimed method allows to achieve hydrodynamic super-perfection of the well, providing a multiple increase in its productivity.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98114788A RU2140531C1 (en) | 1998-08-12 | 1998-08-12 | Method of treating bottom zone of oil formation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98114788A RU2140531C1 (en) | 1998-08-12 | 1998-08-12 | Method of treating bottom zone of oil formation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2140531C1 true RU2140531C1 (en) | 1999-10-27 |
Family
ID=20209203
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU98114788A RU2140531C1 (en) | 1998-08-12 | 1998-08-12 | Method of treating bottom zone of oil formation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2140531C1 (en) |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2451168C1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for control of flooding area of oil formations |
RU2460872C1 (en) * | 2011-06-09 | 2012-09-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method for bottom-hole zone treatment |
RU2501943C2 (en) * | 2012-02-07 | 2013-12-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Treatment method of bottom-hole oil formation zone |
RU2543224C2 (en) * | 2013-03-27 | 2015-02-27 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | Acid composition for treatment of wells in carbonate and terrigenous reservoirs, and acid treatment method of bottom-hole zone of formation with its application |
RU2642738C1 (en) * | 2017-03-06 | 2018-01-25 | Виталий Вячеславович Сергеев | Method of multi-stage treatment of injection well bottomhole zone in terrigenous and carbonate formations |
RU2643050C2 (en) * | 2015-11-09 | 2018-01-30 | Фарит Фазитович Мухамедьянов | Acid surface-active composition for treating bottom-hole zone of oil and gas wells |
RU2810380C1 (en) * | 2023-02-13 | 2023-12-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for treating bottom-hole formation zone |
-
1998
- 1998-08-12 RU RU98114788A patent/RU2140531C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
Инструкция по освоению скважин методом создания управляемых циклических депрессий на пласт с использованием струйных насосов. РД 39-2-1306-86.-М.: Министерство нефтяной промышленности, 1985. * |
Попов А.А. Ударные воздействия на призабойную зону скважин.-М.: Недра, 1990, с. 22 - 33, 104 - 109. Богорад Ю.Д. Вторичные способы добычи нефти и поддержания пластового давления при разработке нефтяных и газовых месторождений. Обзор иностранных изобретений.-М.: Госкомизобретений и открытий СССР, 1965, с. 7-12. * |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2451168C1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for control of flooding area of oil formations |
RU2460872C1 (en) * | 2011-06-09 | 2012-09-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method for bottom-hole zone treatment |
RU2501943C2 (en) * | 2012-02-07 | 2013-12-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Treatment method of bottom-hole oil formation zone |
RU2543224C2 (en) * | 2013-03-27 | 2015-02-27 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | Acid composition for treatment of wells in carbonate and terrigenous reservoirs, and acid treatment method of bottom-hole zone of formation with its application |
RU2643050C2 (en) * | 2015-11-09 | 2018-01-30 | Фарит Фазитович Мухамедьянов | Acid surface-active composition for treating bottom-hole zone of oil and gas wells |
RU2642738C1 (en) * | 2017-03-06 | 2018-01-25 | Виталий Вячеславович Сергеев | Method of multi-stage treatment of injection well bottomhole zone in terrigenous and carbonate formations |
RU2810380C1 (en) * | 2023-02-13 | 2023-12-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for treating bottom-hole formation zone |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Almalik et al. | Effects of alkaline flooding on the recovery of Safaniya crude oil of Saudi Arabia | |
RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
RU2270913C2 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
RU2232262C2 (en) | Method for working of oil deposits | |
RU2156353C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of oil producing well | |
RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
RU2105144C1 (en) | Method for treating down-hole zone of producing well | |
US7198106B2 (en) | Method for enhancing gas well secondary recovery operations | |
RU2108451C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
RU2070287C1 (en) | Method for treatment of producing well bottom-hole formation zone | |
RU2065951C1 (en) | Method of treating bottom zone of nonuniform oil bed | |
RU2429268C1 (en) | High-efficiency process liquid for oil industry vtzh rmd-5 | |
RU2097528C1 (en) | Method of treating oil well bottom zone | |
RU2129658C1 (en) | Method of stimulating oil formation with microorganisms and physico-mechanical treatment | |
US6622790B1 (en) | Method for enhancing gas well secondary recovery operations | |
RU2781721C1 (en) | Method for treatment of the bottomhole formation zone (options) | |
RU2170814C2 (en) | Method of oil displacement from formation | |
RU2190092C1 (en) | Method of developing water-oil deposit | |
RU2011807C1 (en) | Method for petroleum deposit working | |
RU2696686C2 (en) | Method of treatment of bottomhole zone of wells in order to intensify oil and gas production | |
RU2153533C1 (en) | Method for physico-chemically assisted microbiological stimulation of oil stratum | |
GB2239277A (en) | Treatment of an underground formation saturated with hydrocarbon gas | |
RU2244111C1 (en) | Method of treating bottom zone of low-permeable oil reservoirs | |
RU2243366C2 (en) | Method for acoustic treatment of wells of system for preservation of bed pressure | |
RU2109790C1 (en) | Method of secondarily opening productive formation |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170813 |