RU2145381C1

RU2145381C1 - Method of acid treatment of bottom-hole oil formation zone

Info

Publication number: RU2145381C1
Application number: RU98118613A
Authority: RU
Inventors: Азизага Ханбаба оглы Шахвердиев; Гейлани Минхадж оглы Панахов; Багир Алекпер оглы Сулейманов; Эльдар Мехти оглы Аббасов
Original assignee: Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи
Priority date: 1998-10-12
Filing date: 1998-10-12
Publication date: 2000-02-10

Abstract

FIELD: oil producing industry; applicable in acid treatment of bottom-hole oil formation zone of producing and injection wells. SUBSTANCE: isolation of highly permeable zones with formed in formation foam solution and subsequent treatment of low permeable formation zones with acid solution are carried out by successive injection into well of neutral salt of carbonic acid and acid solution with addition of polyacrylamide in amount of 0.05-0.2 wt. %. In addition, prior to injection of acid solution into well, light oil is injected in amount of 0.05-0.1 of acid solution volume. Weight concentration of neutral salt of carbonic acid is determined on the basis of concentration of acid in acid solution from stoichiometric relations. EFFECT: higher efficiency of the method due to increased sweep in formation depth and higher selectivity of treatment. 2 cl, 2 tbl

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны нефтяного пласта добывающих и нагнетательных скважин. The invention relates to the oil industry and can be used in acid treatment of the bottom-hole zone of the oil reservoir of producing and injection wells.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяных пластов [1] . Способ заключается в закачивании в пласт соляной или плавиковой кислот с целью увеличения проницаемости призабойной зоны путем растворения содержащихся в породе карбонатов или силикатов. Основным недостатком существующего способа является нарушение селективности обработки в результате постоянного расширения высокопроницаемых зон пласта за счет интенсивного растворения карбонатов и глин, в то время как низкопроницаемые зоны остаются неохваченными. A known method of acid treatment of the bottom-hole zone of oil reservoirs [1]. The method consists in pumping hydrochloric or hydrofluoric acid into the formation in order to increase the permeability of the bottomhole zone by dissolving the carbonates or silicates contained in the rock. The main disadvantage of the existing method is the violation of the selectivity of the treatment as a result of the constant expansion of highly permeable zones of the formation due to the intensive dissolution of carbonates and clays, while low-permeability zones remain unreached.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий изоляцию высокопроницаемых зон пласта образуемым в пласте пенным раствором и последующую обработку низкопроницаемых зон пласта кислотным раствором [2]. Closest to the proposed invention is a method of acid treatment of the bottom-hole zone of an oil reservoir, comprising isolating the highly-permeable zones of the reservoir by the formation of the foam solution in the reservoir and subsequent treatment of the low-permeability zones of the reservoir with an acid solution [2].

В известном способе пена в высокопроницаемых зонах пласта образуется в результате закачки в них пенообразующего раствора и газа. При последовательной закачке газа и кислоты произойдет их смешение на границе газ-кислотный раствор, что может привести к уменьшению проникновения кислотного раствора в низкопроницаемые зоны пласта и тем самым к уменьшению охвата обработкой по глубине пласта. In the known method, foam in highly permeable zones of the formation is formed as a result of injection of a foaming solution and gas into them. With a sequential injection of gas and acid, they will mix at the gas-acid solution boundary, which can lead to a decrease in the penetration of the acid solution into the low-permeability zones of the formation and, thus, to a decrease in coverage by treatment along the depth of the formation.

Кроме того, требуется проведение дополнительной операции, связанной с получением газа и его прокачкой под давлением в скважину, и получение устойчивой пены в порах зоны пласта. In addition, an additional operation is required related to the production of gas and its pumping under pressure into the well, and obtaining stable foam in the pores of the formation zone.

Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности способа за счет увеличения охвата обработкой по глубине пласта, а также упрощение процесса обработки. Цель достигается тем, что в способе кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта изоляцию высокопроницаемых зон пласта образуемым в пласте пенным раствором и последующую обработку низкопроницаемых зон пласта кислотным раствором осуществляют путем последовательной закачки в скважину средней соли угольной кислоты и кислотного раствора с добавкой 0.05-0.2 масс % полиакриламида. Кроме того, перед закачкой кислотного раствора в скважину закачивают легкую нефть в количестве 0,05-0,1 объема кислотного раствора, а массовую концентрацию средней соли угольной кислоты определяют на основе концентрации кислоты в кислотном растворе из стехиометрических соотношений. The aim of the invention is to increase the efficiency of the method by increasing the coverage by treatment along the depth of the reservoir, as well as simplifying the processing process. The goal is achieved by the fact that in the method of acid treatment of the bottom-hole zone of an oil reservoir, the isolation of high-permeability zones of the reservoir by the formation of a foam solution in the reservoir and subsequent treatment of the low-permeability zones of the reservoir with an acid solution is carried out by sequentially injecting a middle salt of carbonic acid and an acid solution with the addition of 0.05-0.2 wt% polyacrylamide. In addition, before the acid solution is pumped into the well, light oil is pumped in an amount of 0.05-0.1 volume of the acid solution, and the mass concentration of the average carbonic acid salt is determined based on the acid concentration in the acid solution from stoichiometric ratios.

При последовательной закачке водного раствора средней соли угольной кислоты и кислотного раствора не происходит их преждевременное смешение в стволе скважины, т. к. перед закачиваемым кислотным раствором легкая нефть играет роль буфера-разделителя. During the sequential injection of an aqueous solution of a medium carbonic acid salt and an acidic solution, they do not prematurely mix in the wellbore, since light oil plays the role of a buffer separator before the injected acidic solution.

Закачиваемые пенообразующий и кислотный растворы являются ньютоновскими жидкостями, что способствует проникновению их, в первую очередь, в высокопроницаемый пропласток, где в результате химической реакции между ними происходит генерация пены за счет выделения углекислого газа CO₂. Временное блокирование высокопроницаемого интервала образовавшейся в ходе реакции пеной отклоняет поток рабочей жидкости - кислотного раствора в направлении к низкопроницаемому пропластку, что обеспечивает селективность способа и увеличение охвата обработки по толщине и глубине пласта. Добавляемый в водный раствор соляной кислоты полиакриламид (ПАА) выполняет две функции: служит пенообразователем на этапе блокирования высокопроницаемого интервала, а на этапе собственно кислотной обработки за счет придания кислотному раствору вязкоупругих свойств способствует большему охвату низкопроницаемого пропластка в процессе обработки.The injected foaming and acid solutions are Newtonian fluids, which facilitates their penetration, first of all, into a highly permeable interlayer, where foam is generated as a result of a chemical reaction between them due to the release of carbon dioxide CO ₂ . Temporary blocking of the high-permeability interval formed by the foam formed during the reaction deflects the flow of the working fluid - the acid solution in the direction of the low-permeability interlayer, which ensures the selectivity of the method and the increase in treatment coverage over the thickness and depth of the formation. The polyacrylamide (PAA) added to the aqueous hydrochloric acid solution has two functions: it serves as a foaming agent at the stage of blocking the high permeability interval, and at the stage of the acid treatment itself, due to giving the acid solution viscoelastic properties, it contributes to a greater coverage of the low permeability layer during processing.

В качестве кислотного раствора используется водный раствор ингибированной соляной или глинокислоты. As an acid solution, an aqueous solution of inhibited hydrochloric or clay acid is used.

В качестве средней соли угольной кислоты может быть использован, например, карбонат кальция, карбонат натрия. При этом карбонат натрия закачивают в скважину в виде водного раствора, а карбонат кальция в виде эмульсии в нефти. As the middle salt of carbonic acid, for example, calcium carbonate, sodium carbonate can be used. In this case, sodium carbonate is pumped into the well in the form of an aqueous solution, and calcium carbonate in the form of an emulsion in oil.

Необходимое количество средней соли угольной кислоты для генерации пены в пластовых условиях определяется на основе потребной концентрации кислоты из стехиометрических соотношений. Общее количество закачиваемого кислотного раствора складывается из его объема, необходимого для реакции генерации пены и объема, необходимого для растворения карбонатов или силикатов породы в зоне обработки (т.е. собственно кислотной обработки). The required amount of medium carbonic acid salt for foam generation in reservoir conditions is determined based on the required acid concentration from stoichiometric ratios. The total amount of acid solution injected is the sum of its volume necessary for the foam generation reaction and the volume necessary for the dissolution of rock carbonates or silicates in the treatment zone (i.e., the acid treatment itself).

Способ проверен в лабораторных условиях на двухпластовой модели пласта. Проницаемость низкопроницаемого пласта составляла 0.1 мкм², высокопроницаемого 1 мкм². Длина моделей составляла 0.5 м, диаметр 0.03 м. Пористая среда была представлена кварцевым песком различной фракции с добавками глины монтмориллонитовой группы (4%) и карбонатной пыли (40%). На первом этапе опытов модель насыщалась нефтью и устанавливалось распределение фильтрационного потока R₁ (R₁=Qв/Qн, где Qв, Qн - соответственно расходы жидкости в высокопроницаемом и низкопроницаемом пластах). На втором этапе эксперимента в модель подавались водный раствор карбоната натрия, разделитель (легкая нефть) и водный раствор соляной кислоты и вновь устанавливалось распределение фильтрационного потока R₂. Для возможности сравнения результатов также были проведены эксперименты по прототипу. Общий объем растворов реагентов не превышал 0,3 объема пор пласта. Результаты приведены в таблице 1.The method was tested in laboratory conditions on a two-layer reservoir model. The permeability of the low permeability formation was 0.1 μm ² , highly permeable 1 μm ² . The length of the models was 0.5 m, diameter 0.03 m. The porous medium was represented by quartz sand of various fractions with the addition of clay of the montmorillonite group (4%) and carbonate dust (40%). At the first stage of the experiments, the model was saturated with oil and the distribution of the filtration flow R _{1 was established} (R ₁ = Qв / Qн, where Qв, Qн are the fluid flow rates in the highly permeable and low-permeability formations, respectively). At the second stage of the experiment, an aqueous solution of sodium carbonate, a separator (light oil) and an aqueous solution of hydrochloric acid were fed into the model, and the distribution of the filtration stream R _{2 was} again established. For the possibility of comparing the results, experiments were also conducted on the prototype. The total volume of reagent solutions did not exceed 0.3 pore volume of the formation. The results are shown in table 1.

Как видно из приведенных данных, применение способа позволяет существенно увеличить поступление жидкости в низкопроницаемый пласт. Сравнение показывает, что эффективность способа превышает эффективность прототипа в диапазоне концентраций полимера в водном растворе соляной кислоты 0.05 -0.2% и при использовании разделителя в объеме 0.05-0.1% от объема соляной кислоты. При этом соотношение закачиваемых объемов компонентов в процентах от общего объема закачки следующее: водный раствор средней соли угольной кислоты (карбонат кальция) - 20%, легкая нефть (разделитель) - 0.08%, водный раствор соляной кислоты - 79.92%, концентрация соляной кислоты в водном растворе-15%. As can be seen from the above data, the application of the method can significantly increase the flow of fluid into the low permeability formation. The comparison shows that the effectiveness of the method exceeds the efficiency of the prototype in the range of polymer concentrations in an aqueous solution of hydrochloric acid 0.05 -0.2% and when using a separator in a volume of 0.05-0.1% of the volume of hydrochloric acid. The ratio of the injected volumes of the components as a percentage of the total injection volume is as follows: an aqueous solution of a medium carbonic acid salt (calcium carbonate) - 20%, light oil (separator) - 0.08%, an aqueous solution of hydrochloric acid - 79.92%, the concentration of hydrochloric acid in aqueous a solution of 15%.

Во второй серии экспериментов оценивалась эффективность кислотных обработок, проведенных по предлагаемому способу и прототипу. Эксперименты проводились при соответствующих первой серии экспериментов концентрациях полимера в кислотном растворе и объемах разделителя. Для этого в первом случае после кислотной обработки на вход колонки подавалась нефть и производилась фильтрация, а на выходе модели фиксировалось изменение расхода жидкости и определялась средняя проницаемость модели пласта и ее отношение к первоначальной проницаемости - К₀. Результаты приведены в таблице 2. Как видно из таблицы, предложенный способ по К₀ значительно превосходит прототип (1.6 против 1.3).In the second series of experiments, the effectiveness of acid treatments carried out by the proposed method and prototype was evaluated. The experiments were carried out at the concentrations of the polymer in the acid solution and the volumes of the separator corresponding to the first series of experiments. For this, in the first case, after acid treatment, oil was supplied to the column inlet and filtration was performed, and a change in fluid flow rate was recorded at the model output and the average permeability of the formation model and its ratio to the initial permeability, K _{0, were} determined. The results are shown in table 2. As can be seen from the table, the proposed method for K ₀ significantly exceeds the prototype (1.6 versus 1.3).

В промысловых условиях способ реализуется следующим образом. Первоначально на основании литологии призабойной зоны и потребного количества жидкости для образования пены рассчитывают концентрацию кислоты и средней соли угольной кислоты в водных растворах. На растворном узле или на устье скважины готовят водный раствор средней соли угольной кислоты и кислотный раствор. Водный раствор средней соли угольной кислоты посредством насосного агрегата (например, ЦА-320) нагнетается в насосно-компрессорные трубы (НКТ), башмак которых устанавливается у верхних дыр фильтра. Затем в НКТ нагнетается легкая нефть и кислотный раствор с добавкой ПАА. В результате смешения кислотного и водного растворов в высокопроницаемом пропластке призабойной зоны скважины образуется блокирующая интервал пена и, очередная порция нагнетаемого следом раствора кислоты отклоняется в направлении к зоне обработки. In field conditions, the method is implemented as follows. Initially, based on the lithology of the bottomhole zone and the required amount of liquid for the formation of foam, the concentration of acid and the average salt of carbonic acid in aqueous solutions are calculated. An aqueous solution of a medium carbonic acid salt and an acid solution are prepared at the solution site or at the wellhead. An aqueous solution of a medium carbonic acid salt is pumped into a tubing by means of a pumping unit (for example, ЦА-320), the tubing of which is mounted at the upper holes of the filter. Then, light oil and an acid solution with the addition of PAA are injected into the tubing. As a result of mixing acidic and aqueous solutions in a highly permeable interlayer of the bottomhole zone of the well, a blocking interval of foam is formed, and the next portion of the acid solution injected next is deflected towards the treatment zone.

В результате селективного временного блокирования высокопроницаемого пропластка генерируемой в пласте пеной происходит более эффективный отвод раствора соляной кислоты в направлении к зоне обработки, благодаря чему существенно увеличивается охват обрабатываемого интервала и повышается производительность скважины после обработки. As a result of the selective temporary blocking of the highly permeable interlayer with the foam generated in the formation, the hydrochloric acid solution is more efficiently diverted towards the treatment zone, which significantly increases the coverage of the treated interval and increases the productivity of the well after treatment.

Литература
1. Щуров В.И. Технология и техника добычи. М.: Недра. 1983. С. 138 -151.Literature
1. Schurov V.I. Technology and mining technology. M .: Subsoil. 1983, pp. 138-151.

2. Патент US 3612179, 1971. 2. Patent US 3612179, 1971.

Claims

1. The method of acid treatment of the bottom-hole zone of an oil reservoir, comprising isolating the highly permeable zones of the reservoir with a valuable solution formed in the reservoir and subsequent treatment of the low-permeability zones of the reservoir with an acid solution, characterized in that the isolation of the high-permeability zones of the reservoir and processing of the low-permeability zones of the reservoir are carried out by sequentially pumping medium salts of carbonic acid and an acid solution, while the acid solution contains 0.05 - 0.2 wt.% polyacrylamide and before the acid solution is pumped into light oil is pumped in an important amount in the amount of 0.05 - 0.1 volume of acid solution.

2. The method according to claim 1, characterized in that the mass concentration of the average carbonic acid salt is determined based on the concentration of the acid in the acid solution from stoichiometric ratios.