RU2144616C1

RU2144616C1 - Method for interval-after-interval treatment of bottom-hole zone of horizontal wells

Info

Publication number: RU2144616C1
Application number: RU98112040A
Authority: RU
Inventors: В.И. Кудинов; Е.И. Богомольный; Б.М. Сучков; Ф.А. Каменщиков
Original assignee: Открытое акционерное общество "Удмуртнефть"
Priority date: 1998-06-22
Filing date: 1998-06-22
Publication date: 2000-01-20

Abstract

FIELD: oil production industry. SUBSTANCE: method can be used for increasing output from bottom-hole zone of horizontal wells. Effective treatment is achieved due to selective treatment of productive intervals and isolation of treated intervals. According to method, oil emulsion is injected over entire profile of horizontal bore being treated together with injection of acid solution which is undertaken during period ensuring solving of productive bed in treated zone which is determined from following expression: V = A•C_HCl•T^-K, where V - speed of solving of productive bed rock, C_HCl - concentration of acid solution, T - time period of injecting acid solution, K - coefficient of acid solution activity, A - coefficient of bed non-uniformity. Intervals treated by oil-acid solutions are blocked off after each acid treatment by successively increasing viscosity of oil-acid emulsion and reducing its stability as interval being treated is moving from bottom-hole zone of well towards point of introducing into productive bed. Application of method ensures increasing of permeability of low-productive intervals together with increasing current output of horizontal wells. EFFECT: higher efficiency. 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проведении обработок по повышению продуктивности призабойной зоны горизонтальных скважин. The invention relates to the oil industry and may find application in carrying out treatments to increase the productivity of the bottom-hole zone of horizontal wells.

Известен способ поинтервальной кислотной обработки призабойной зоны скважин путем использования для разобщения пластов вязкой малофильтрующейся в пласты жидкости, например, сульфит-спиртовой барды [1]. A known method of interval acid treatment of the bottomhole zone of wells by using a viscous low-filtering fluid, for example, sulphite-alcohol stillage [1] to separate formations.

Данный способ позволяет осуществить разобщение пластов в призабойной зоне, однако его эффективность в разнородной по проницаемости залежи невелика вследствие осуществления воздействия на весь пласт и проникновения разобщающей жидкости в более проницаемую продуктивную часть пласта, что приводит к снижению его проницаемости и продуктивности. This method allows the separation of formations in the bottomhole zone, however, its effectiveness in a reservoir of heterogeneous permeability is small due to the effect on the entire formation and penetration of the release fluid into the more permeable productive part of the formation, which leads to a decrease in its permeability and productivity.

Известен способ поинтервальной обработки продуктивного пласта, включающий закачку в пласт обрабатывающего раствора с последующим отключением обработанного пласта малофильтрующейся жидкостью [2]. The known method of interval processing of the reservoir, including the injection into the reservoir of the treatment solution, followed by shutting off the treated formation with low-filtering liquid [2].

Известный способ обеспечивает отключение обработанного интервала пласта, однако за счет проникновения вязкой жидкости в обработанный пласт эффективность его обработки сводится до минимума за счет блокирования порового пространства. The known method provides a shutdown of the treated interval of the reservoir, however, due to the penetration of a viscous fluid into the treated reservoir, the efficiency of its treatment is minimized by blocking the pore space.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ поинтервальной кислотной обработки нефтяного пласта, вскрытого горизонтальной скважиной, заключающийся в закачивании эмульсии, содержащий нефть, эмульгатор ЭС-2 и раствор хлористого кальция, а затем соляной кислоты [3]. The closest in technical essence and the achieved result is a method of interval acid treatment of an oil reservoir opened by a horizontal well, which consists in pumping an emulsion containing oil, an emulsifier ES-2 and a solution of calcium chloride, and then hydrochloric acid [3].

Известный способ позволяет проводить поинтервальные обработки пласта, однако эффективность его тоже недостаточна. The known method allows for interval processing of the reservoir, however, its effectiveness is also insufficient.

Целью изобретения является увеличение эффективности обработки призабойной зоны горизонтальных скважин за счет избирательного воздействия на продуктивные интервалы и изоляции обработанных интервалов. The aim of the invention is to increase the efficiency of processing the bottom-hole zone of horizontal wells due to the selective effect on production intervals and isolation of the treated intervals.

Поставленная цель достигается тем, что в способе поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальных скважин, включающем закачку нефтяной эмульсии и раствора кислоты, согласно изобретению закачку нефтяной эмульсии производят по всему обрабатываемому профилю горизонтального ствола, закачку раствора кислоты производят за время, обеспечивающее растворение продуктивного пласта в обрабатываемой зоне, определяемое из выражения
V = A • C_HCll • T^-k,
где V - скорость растворения породы продуктивного пласта.This goal is achieved by the fact that in the method of interval processing of the bottom-hole zone of horizontal wells, including the injection of an oil emulsion and an acid solution, according to the invention, the oil emulsion is injected along the entire processed profile of the horizontal wellbore, the acid solution is injected in a time providing dissolution of the reservoir in the treated zone defined from the expression
V = A • C _HCl l • T ^-k ,
where V is the rate of dissolution of the rock of the reservoir.

C_CHl - концентрация раствора кислоты
T - время закачки раствора кислоты,
K - коэффициент активного раствора кислоты,
A - коэффициент неоднородности пласта,
а отключение обработанных интервалов производят нефтекислотными эмульсиями после каждого кислотного воздействия, последовательно увеличивая при этом вязкость нефтекислотной эмульсии и уменьшая ее стабильность по мере продвижения обрабатываемого интервала от забоя скважины к месту входа ее в продуктивный пласт.C _CHl - concentration of acid solution
T is the injection time of the acid solution,
K is the coefficient of active acid solution,
A is the reservoir heterogeneity coefficient,
and the shutdown of the treated intervals is done by oil-emulsion emulsions after each acid exposure, while sequentially increasing the viscosity of the oil-emulsion emulsion and decreasing its stability as the processed interval moves from the bottom of the well to the place of its entry into the reservoir.

Признаками изобретения являются:
1. закачка малофильтрующейся жидкости;
2. закачка раствора соляной кислоты;
3. блокирование обработанного интервала вязкой стабильной нефтекислотной эмульсией;
4. продвижение обрабатываемого интервала к кровле пласта;
5. закачка раствора соляной кислоты;
6. блокирование обработанного интервала более вязкой нефтекислотной эмульсии с пониженной стабильностью;
7. последовательное проведение операций 4-6.The features of the invention are:
1. injection low-filtering fluid;
2. injection of a solution of hydrochloric acid;
3. blocking the treated interval with a viscous stable oil acid emulsion;
4. promotion of the treated interval to the roof of the reservoir;
5. injection of a solution of hydrochloric acid;
6. blocking the processed interval of a more viscous oil-acid emulsion with reduced stability;
7. sequential operations 4-6.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-7 являются существенными отличительными признаками изобретения. Signs 1, 2 are common with the prototype, signs 3-7 are the essential distinguishing features of the invention.

Сущность изобретения
При эксплуатации горизонтальных скважин за счет кольматации отдельных продуктивных интервалов призабойной зоны пласта происходит снижение продуктивности скважины. В то же время происходит обводнение добываемой продукции водой, поступающей из отдельных водоносных интервалов. Задача повышения продуктивности низкопроницаемых интервалов и изоляции высокопроницаемых обводненных интервалов решается в данном изобретении. При этом предполагается сохранение режима работы скважины, при котором нефть отбирается одной добывающей скважиной одновременно из нескольких нефтенасыщенных интервалов.SUMMARY OF THE INVENTION
When operating horizontal wells due to the mudding of individual productive intervals of the bottom-hole formation zone, a decrease in well productivity occurs. At the same time, water is extracted from the extracted products from individual aquifers. The task of increasing the productivity of low permeability intervals and the isolation of high permeable waterlogged intervals is solved in this invention. At the same time, it is assumed that the operating mode of the well is maintained, in which oil is taken by one production well simultaneously from several oil-saturated intervals.

При проведении работ по интервальной обработке призабойной зоны горизонтальных скважин проводят спуск колонны насосно-компрессорных труб до забоя скважины, затем при открытой затрубной задвижке осуществляют закачку нефтяной эмульсии по всему обрабатываемому профилю горизонтальной ствола. Это делается для создания в стволе экрана и установки жидкостного пакера. Такая подготовка нефтяных интервалов не нарушает их проводимости, а даже увеличивает ее в конечном итоге при одновременной изоляции обводнившихся пластов. При этом обводненный интервал или несколько интервалов, имеющих повышенную проницаемость, в большей мере оказываются заполненными нефтяной малофильтрующейся эмульсией. When conducting work on interval processing of the bottom-hole zone of horizontal wells, the tubing string is lowered to the bottom of the well, then, with the annular valve open, the oil emulsion is pumped throughout the entire processed profile of the horizontal wellbore. This is done to create a screen pack and install a liquid packer. Such preparation of oil intervals does not violate their conductivity, and even increases it in the long run with simultaneous isolation of watered formations. In this case, the watered interval or several intervals with increased permeability, to a greater extent, are filled with oil low-filtering emulsion.

Нижний конец колонны НКТ устанавливают в районе нижней границы обрабатываемого интервала и при открытой затрубной задвижке закачивают раствор соляной кислоты до верхней границы интервала, отодвигая нефтяную эмульсию к месту входа скважины в пласт. Закрывают затрубную задвижку, при этом интервал оказывается блокированным с обеих сторон жидкостным пакером из нефтяной эмульсии, после чего проводят обработку интервала раствором кислоты. Затем в обработанный интервал закачивают нефтекислотную эмульсию с заданными свойствами. The lower end of the tubing string is installed in the region of the lower boundary of the treated interval and, with the annular valve open, the hydrochloric acid solution is pumped to the upper boundary of the interval, moving the oil emulsion to the well entry point. The annular valve is closed, while the interval is blocked on both sides by a liquid packer from an oil emulsion, after which the interval is treated with an acid solution. Then, an oil acid emulsion with desired properties is pumped into the treated interval.

Нижний конец колонны НКТ приподнимают и устанавливают в районе нижней границы следующего обрабатываемого интервала. Проводят следующую поинтервальную обработку. При этом изменяют свойства нефтекислотной эмульсии. The lower end of the tubing string is lifted and set in the region of the lower boundary of the next processed interval. The following interval processing is carried out. In this case, the properties of the acid emulsion are changed.

Изменение свойств нефтекислотной эмульсии для блокирования обработанных интервалов обусловлено необходимостью одновременного конечного времени действия эмульсии в разных обработанных интервалах и ввода скважины в эксплуатацию. The change in the properties of the oil-emulsion emulsion for blocking the processed intervals is due to the need for a simultaneous final time of the emulsion action in different processed intervals and putting the well into operation.

Нефтяную эмульсию готовят смешивая товарную нефть, пластовую воду и эмульгатор в соотношении соответственно 35-45%, 54-64%, 0,9-1,5%. В качестве эмульгаторов могут быть использованы дегитратированные полиамиды карбоновых кислот (ЭС-2), эфир триэтаноламина и карбоновых кислот дистиллированного таллового масла - Эмультал, Нефтехим и другие промышленные эмульгаторы, обеспечивающие стабильность эмульсий в пластовых условиях. An oil emulsion is prepared by mixing marketable oil, produced water and an emulsifier in a ratio of 35-45%, 54-64%, 0.9-1.5%, respectively. As emulsifiers, dehydrated polyamides of carboxylic acids (ES-2), triethanolamine and carboxylic acids of distilled tall oil - Emultal, Neftekhim and other industrial emulsifiers that ensure the stability of emulsions in reservoir conditions can be used.

Для обработки кислотой используют раствор соляной кислоты 8-20% концентрации. Скорость ее закачки определяется необходимым временем закачки, достаточным для реакции кислоты с породой. При закачке руководствуются выражением:
V = A•C_CHl • T^-k,
где V - скорость растворения породы продуктивного пласта.For acid treatment, a solution of hydrochloric acid of 8-20% concentration is used. The rate of its injection is determined by the necessary injection time sufficient for the reaction of the acid with the rock. When downloading, they are guided by the expression:
V = A • C _CHl • T ^-k ,
where V is the rate of dissolution of the rock of the reservoir.

C_CHl - концентрация раствора кислоты,
T - время закачки раствора кислоты,
K - коэффициент активности раствора кислоты,
A - коэффициент неоднородности пласта.C _CHl is the concentration of the acid solution,
T is the injection time of the acid solution,
K is the activity coefficient of the acid solution,
A is the reservoir heterogeneity coefficient.

Зависимость скорости растворения карбонатного керна от концентрации соляной кислоты представлена на чертеже. The dependence of the dissolution rate of carbonate core on the concentration of hydrochloric acid is shown in the drawing.

Нефтекислотные эмульсии для отключения обработанных интервалов выбраны исходя из необходимости устранения негативного влияния последствий кольматирования порового пространства в процессе блокирования продуктивных интервалов. Вязкость эмульсии определяется коллекторскими свойствами и приемистостью пласта и ее регулируют изменением концентрации водной фазы и эмульгатора. Потребное количество эмульсии на 1 метр мощности продуктивного пласта определяют по результатам промысловых исследований. В состав эмульсии вводят нефть (25-75%), водную фазу (25-75%) и эмульгатор (2-3,5%) от общего объема жидкости. Водная фаза в зависимости от литологического состава породы до 30% представлена соляной кислотой. В качестве воды используют пластовую воду. В качестве эмульгаторов используются также ЭС-2, Эмультал, Нефтехим и другие промышленные эмульгаторы, обеспечивающие стабильность эмульсий в пластовых условиях. Oil-acid emulsions for shutting off the processed intervals are selected on the basis of the need to eliminate the negative impact of the effects of the clogging of the pore space in the process of blocking productive intervals. The viscosity of an emulsion is determined by the reservoir properties and injectivity of the formation and is controlled by a change in the concentration of the aqueous phase and emulsifier. The required amount of emulsion per 1 meter of reservoir thickness is determined by the results of field studies. Oil (25-75%), an aqueous phase (25-75%) and an emulsifier (2-3.5%) of the total liquid volume are introduced into the emulsion. The aqueous phase, depending on the lithological composition of the rock, is represented by hydrochloric acid up to 30%. As water use produced water. As emulsifiers, ES-2, Emultal, Neftekhim and other industrial emulsifiers are also used, which ensure the stability of emulsions in reservoir conditions.

Характеристика эмульсий представлена в таблице. Characterization of emulsions is presented in the table.

Пример конкретного выполнения
В горизонтальной нефтедобывающей скважине 3 продуктивных нефтенасыщенных интервала: 1280-1286 м, 1305-1310 м, 1323-1334 м. В результате исследований состава воды и интервала ее поступления установлено, что обводнен средний интервал на глубине 1305-1310 м. Спускают в скважину колонну НКТ до интервала 1336 м. Закачивают во весь интервал 1336-1280 м нефтяную эмульсию состава: нефть товарная - 40%, пластовая вода - 59% и эмульгатор ЭС-2 - 1%. Объем закачки нефтяной эмульсии составляет 1,5 м³ на 1 п.м. ствола. При открытой задвижке на затрубном пространстве закачивают в обрабатываемый интервал объем солянокислотного раствора 12% концентрации, достаточный для оттеснения нефтяной эмульсии до интервала 1323 м. Закрывают затрубную задвижку и продавливают оставшуюся кислоту в пласт, обеспечивая при этом скорость растворения породы по выражению
V = A • C_CHl • T^-k = 1,2•12 • T^-0,976
По этому уравнению через час скорость растворения породы равняется 13,7 кг/м² • час, через 3 часа - 2,8 кг/м² • час. Для обеспечения равномерности растворения породы регулируют скорость поступления кислоты в пласт путем снижения давления закачки с 2 МПа в начале процесса до 0,5 МПа - в конце. Время закачки - 7 часов. После осуществления закачки кислоты закачивают 16,5 м³ нефтекислотной эмульсии с содержанием 30% кислоты в водной фазе. Параметры нефтекислотной эмульсии: вязкость эмульсии - 210 сПз, электростабильность - 220 В.Concrete example
In a horizontal oil producing well, there are 3 productive oil-saturated intervals: 1280-1286 m, 1305-1310 m, 1323-1334 m. As a result of studies of the water composition and the interval of its inflow, the average interval at a depth of 1305-1310 m is flooded. The column is lowered into the well The tubing up to an interval of 1336 m. The oil emulsion of the composition is pumped into the entire interval 1336-1280 m: commercial oil - 40%, produced water - 59% and emulsifier ES-2 - 1%. The injection volume of the oil emulsion is 1.5 m ³ per 1 l.m. the trunk. With an open valve in the annulus, a volume of a hydrochloric acid solution of 12% concentration is pumped into the interval to be processed, sufficient to push the oil emulsion to an interval of 1323 m. Close the annular valve and push the remaining acid into the reservoir, while ensuring the rate of dissolution of the rock by expression
V = A • C _CHl • T ^-k = 1.2 • 12 • T ^-0.976
According to this equation, after one hour, the rate of dissolution of the rock is 13.7 kg / m ² • hour, after 3 hours - 2.8 kg / m ² • hour. To ensure uniform dissolution of the rock, the rate of acid intake into the formation is controlled by reducing the injection pressure from 2 MPa at the beginning of the process to 0.5 MPa at the end. Download time - 7 hours. After the injection of acid is injected 16.5 m ³ oil acid emulsion with a content of 30% acid in the aqueous phase. Parameters of oil acid emulsion: emulsion viscosity - 210 cPs, electrical stability - 220 V.

Приподнимают колонку НКТ до интервала 1286 м и повторяют все вышеприведенные операции. Параметры нефтекислотной эмульсии: вязкость - 350 сПз, электростабильность - 200. После завершения закачки осуществляют технологическую выдержку в течение 8 часов, скважину промывают и запускают в эксплуатацию. Lift the tubing column to an interval of 1286 m and repeat all the above operations. Parameters of oil acid emulsion: viscosity - 350 cPs, electrical stability - 200. After completion of the injection, technological exposure is carried out for 8 hours, the well is washed and put into operation.

Применение предложения способа позволяет изолировать обводненные интервалы при повышении проницаемости и продуктивности нефтяных интервалов. The application of the proposal of the method allows to isolate waterlogged intervals while increasing the permeability and productivity of oil intervals.

Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки:
1. СССР, Авт.св. N 287867, кл. E 21 B 43/12, опубл. 02.03.71 г.Sources of information taken into account when preparing the application:
1. USSR, Auth. N 287867, CL E 21 B 43/12, publ. 03/02/71

2. СССР, Авт.св. N 926253, кл. E 21 B 43/27, опубл. 07.05.82 г. 2. USSR, Auth. N 926253, cl. E 21 B 43/27, publ. 05/07/82

3. РФ, Патент N 2082880, кл. E 21 B 43/27, опубл. 27.06.97 г. 3. RF, Patent N 2082880, cl. E 21 B 43/27, publ. 06/27/97

Claims

The method of interval processing of the bottom-hole zone of horizontal wells, including the injection of an oil emulsion and an acid solution, characterized in that the oil emulsion is injected along the entire processed profile of the horizontal wellbore, the acid solution is injected in a time providing dissolution of the reservoir in the treated zone, determined from the expression
V = A • C _HCl • T- ^k ,
where V is the rate of dissolution of the rock of the reservoir;
C _HCl is the concentration of the acid solution;
T is the time of injection of the acid solution;
K is the activity coefficient of the acid solution;
And - the coefficient of heterogeneity of the reservoir,
and the shutdown of the treated intervals is done by oil-emulsion emulsions after each acid exposure, sequentially increasing the viscosity of the oil-emulsion emulsion and decreasing its stability as the interval is moved from the bottom of the well to the place of its entry into the reservoir.