RU2173773C1

RU2173773C1 - Method of treating reservoir containing carbonate component

Info

Publication number: RU2173773C1
Application number: RU2000127978/03A
Authority: RU
Inventors: Г.Х. Валеева; Л.С. Сидоров; А.Ф. Закиров; Р.Ш. Тахаутдинов; Ф.Ф. Халиуллин
Original assignee: Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть" ОАО "Татнефть"
Priority date: 2000-11-08
Filing date: 2000-11-08
Publication date: 2001-09-20

Abstract

FIELD: oil production; applicable in treatment of oil formation of limestones, dolomites and sandstones containing carbonate component in the form of chalk, calcite, dolomite in inclusions or cementing material. SUBSTANCE: method consists in simultaneous injection of hydrochloric or acetic acid into formation through tubing and soda ash or sodium bicarbonate through annular space with their subsequent mixing in bottom-hole zone with production of carbonic acid dissolving carbonate component. EFFECT: increased depth of formation treatment, higher oil production rate, excluded corrosion of oil field equipment and simplified reservoir treatment process. 2 ex

Description

Способ обработки скважин относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при обработке нефтяных пластов известняков, доломитов и песчаников, содержащих карбонатную составляющую (кальцит, мел, доломит) в виде включений или цементирующего материала и направлено на повышение нефтеотдачи пласта. The method of processing wells relates to the oil industry and can be used in the processing of oil formations of limestone, dolomite and sandstone containing a carbonate component (calcite, chalk, dolomite) in the form of inclusions or cementing material and is aimed at increasing oil recovery.

Известен способ кислотной обработки путем закачки в скважину в призабойную зону аэрированной кислоты с добавками замедлителей реакции (Гейман М.А. , Уголев B.C. и другие. Повышение эффективности кислотных обработок скважин с помощью сухого льда. НТС "Нефтепромысловое дело" N 1, 1964, Обзор зарубежного опыта применения методов воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи. ЦНИИТЭНефтегаз, 1965 г., с. 16). Недостатком данного способа является неглубокое проникновение кислоты в пласт. Известен способ циклической кислотной обработки скважины, включающий закачку в пласт раствора соляной кислоты с последующей обработкой пласта раствором реагента, образующего с карбонатными породами слаборастворимые или нерастворимые в кислоте соединения (авт. св. СССР N 623956, 1978). Недостатком способа является образование дополнительных соединений гипса и силиката кальция, которые, кристаллизуясь на поверхности поровых каналов, уменьшают геометрические размеры каналов и тем самым затрудняют фильтрацию пластового флюида к забою скважины. The known method of acid treatment by injection into the well in the bottom hole zone of aerated acid with the addition of reaction inhibitors (Geyman MA, Ugolev BC and others. Improving the efficiency of acid treatments of wells using dry ice. NTS "Oilfield" N 1, 1964, Overview foreign experience in applying methods of stimulation of the reservoir in order to increase oil recovery (TsNIITENeftegaz, 1965, p. 16). The disadvantage of this method is the shallow penetration of acid into the reservoir. There is a method of cyclic acid treatment of a well, which includes injecting a solution of hydrochloric acid into the formation followed by treating the formation with a reagent solution that forms poorly soluble or insoluble in acid compounds with carbonate rocks (ed. St. USSR N 623956, 1978). The disadvantage of this method is the formation of additional compounds of gypsum and calcium silicate, which, crystallizing on the surface of the pore channels, reduce the geometric dimensions of the channels and thereby complicate the filtration of formation fluid to the bottom of the well.

Наиболее близким аналогом является способ глубокой обработки коллектора, содержащего карбонатную составляющую, включающий закачку в пласт кислотного состава - соляной кислоты 10-15%-ной концентрации с химическим реагентом - регулятором реакции, например, поверхностно-активным веществом. Способ исключает образование гипса (см. М. Кристиан и др. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М.: "Недра", 1986, с. 113-116). The closest analogue is a method for deep processing of a reservoir containing a carbonate component, which includes injecting into the formation an acid composition - hydrochloric acid of 10-15% concentration with a chemical reagent - a reaction regulator, for example, a surfactant. The method eliminates the formation of gypsum (see M. Christian et al. Increase in productivity and injectivity of wells. M .: "Nedra", 1986, S. 113-116).

Задачей изобретения является более глубокая обработка пласта, исключение коррозии нефтепромыслового оборудования и упрощение технологического процесса обработки коллекторов нефти с карбонатной составляющей. The objective of the invention is a deeper treatment of the reservoir, eliminating corrosion of oilfield equipment and simplifying the process of processing oil reservoirs with a carbonate component.

Поставленная задача решается тем, что в способе глубокой обработки коллектора, содержащего карбонатную составляющую, с исключением образования гипса, включающем закачку в пласт кислоты и химического реагента и взаимодействие смеси с карбонатной составляющей, закачку производят одновременно, причем кислоту - соляную или уксусную закачивают по насосно-компрессорным трубам, а химический реагент - кальцинированную соду или бикарбонат натрия закачивают по кольцевому пространству, с последующим смешением их в призабойной зоне с образованием угольной кислоты, растворяющей карбонатную составляющую. The problem is solved in that in the method of deep processing of the reservoir containing the carbonate component, with the exception of the formation of gypsum, including the injection of acid and a chemical reagent into the formation and the interaction of the mixture with the carbonate component, the injection is carried out simultaneously, while the hydrochloric or acetic acid is pumped compressor pipes, and the chemical reagent - soda ash or sodium bicarbonate is pumped through the annular space, followed by mixing them in the bottomhole zone to form eat carbonic acid, which dissolves the carbonate component.

При закачке 5% растворов соляной или уксусной кислот не происходит коррозии оборудования, но достаточно для протекания реакции при смешении с водными растворами кальцинированной соды или бикарбоната натрия в призабойной зоне скважины. Образующиеся при реакции продукты хорошо растворимы в воде, а выделяющаяся угольная кислота H₂CO₃ при последующем продавливании в пласт растворяет карбонатную составляющую (В. Балинт, А. Бан, Ш. Долешал, П.И. Забродин, Я. Терек. Применение углекислого газа в добыче нефти. Москва, Недра, 1977 г., с. 48-49).When 5% solutions of hydrochloric or acetic acids are injected, there is no corrosion of the equipment, but it is sufficient for the reaction to occur when mixed with aqueous solutions of soda ash or sodium bicarbonate in the near-well zone of the well. The products formed during the reaction are readily soluble in water, and the released carbonic acid H ₂ CO ₃ dissolves the carbonate component upon subsequent injection into the formation (V. Balint, A. Ban, S. Doleshal, PI Zabrodin, Y. Terek. Carbon dioxide application gas in oil production. Moscow, Nedra, 1977, pp. 48-49).

Применение предлагаемого способа обработки продуктивного пласта с карбонатной составляющей позволяет производить более глубокую обработку пласта, исключает образование твердой фазы - гипса и, соответственно, способов его извлечения из пласта и упрощает технологический процесс реализации способа в промысловых условиях на скважине. The application of the proposed method for processing a productive formation with a carbonate component allows for deeper treatment of the formation, eliminates the formation of a solid phase - gypsum and, accordingly, methods for its extraction from the formation and simplifies the process of implementing the method in field conditions at the well.

Экспериментально установлено, что при взаимодействии рекомендуемых реагентов, образующийся продукт реакции растворяет карбонаты (известняк, кальцит, доломит, мел), содержащиеся в породе, улучшает тем самым фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта. It was experimentally established that during the interaction of the recommended reagents, the resulting reaction product dissolves the carbonates (limestone, calcite, dolomite, chalk) contained in the rock, thereby improving the filtration characteristics of the bottomhole formation zone.

В лабораторных условиях достаточная концентрация растворов соляной или уксусной кислот не превышает 5%, а концентрация растворов кальцинированной соды или бикарбоната натрия составляет 7-8%. In laboratory conditions, a sufficient concentration of solutions of hydrochloric or acetic acids does not exceed 5%, and the concentration of solutions of soda ash or sodium bicarbonate is 7-8%.

Принцип образования угольной кислоты основан на реакции нейтрализации оснований и кислот, а растворимость карбонатов при прокачке угольной кислоты проверялась экспериментально в лаборатории на образцах мраморной крошки. Реализация способа на скважине осуществляется следующим образом. The principle of formation of carbonic acid is based on the reaction of neutralizing bases and acids, and the solubility of carbonates during the pumping of carbonic acid was tested experimentally in the laboratory using marble chips. The implementation of the method at the well is as follows.

Пример 1. Скважина пробурена на глубину 1276 м, обсажена 168 мм эксплуатационной колонной, продуктивный пласт, представленный кизеловским горизонтом турнейского яруса и вскрыт перфорацией в интервале 1253-1265 м. При освоении скважины получен слабый приток нефти с дебитом около 3 куб. м/сут. Применение прямой соляно-кислотной обработки исключалось по причине близкого расположения подошвенной воды. В аналогичных условиях, при освоении скважины, расположенной рядом, применение прямой соляно-кислотной обработки вызвало резкое обводнение продукции. В скважину спустили НКТ диаметром 73 мм, оборудованные турболизатором жидкости и установили на глубине 1255 м. Произвели обвязку наземного оборудования с устьем скважины. Трубное пространство соединили с кислотовозом с насосным агрегатом для закачки кислоты. Затрубное пространство соединили с насосным агрегатом кальцинированной соды. Давление закачки контролировалось по манометрам, установленным на насосных агрегатах, а скорость закачки по расходу растворов в емкостях. Закачкой 5% раствора соляной кислоты определяется начальная приемистость скважины, которая составляет 5 куб. м/час, при давлении нагнетания 70 атм. Далее приступают к закачке с технологическим режимом: расход 5% раствора кислоты 1 куб. м/час, расход 7% раствора кальцинированной соды 5 куб. м/час. Общий объем закачанного рабочего агента составил 120 куб. м. Оставшиеся растворы из НКТ и затрубного пространства продавливают из скважины в пласт. Скважину осваивают известным способом. Example 1. The well was drilled to a depth of 1276 m, cased with a 168 mm production casing, the reservoir represented by the Kizelovsky horizon of the Tournaisian stage and opened by perforation in the range of 1253-1265 m. During the development of the well, a weak oil flow with a flow rate of about 3 cubic meters was obtained. m / day The use of direct hydrochloric acid treatment was excluded due to the close location of plantar water. In similar conditions, when developing a well located nearby, the use of direct hydrochloric acid treatment caused a sharp watering of the product. A tubing with a diameter of 73 mm, equipped with a fluid turbolizer, was lowered into the well and installed at a depth of 1255 m. The ground equipment was connected with the wellhead. The tube space was connected with an acid carrier with a pumping unit for acid injection. The annulus is connected to a soda ash pumping unit. The injection pressure was controlled by pressure gauges installed on the pump units, and the injection rate by the flow rate of solutions in containers. The injection of a 5% hydrochloric acid solution determines the initial injection rate of the well, which is 5 cubic meters. m / h, with a discharge pressure of 70 atm. Next, proceed with the injection with the technological mode: consumption of 5% acid solution of 1 cubic m / h, consumption of 7% solution of soda ash 5 cubic meters. m / hour. The total volume of pumped working agent was 120 cubic meters. m. The remaining solutions from the tubing and annulus push through from the well into the reservoir. The well is mastered in a known manner.

Пример 2. Участок нефтяной залежи, вскрытый шестью скважинами, причем центральная скважина является нагнетательной. Средняя глубина скважин составляет 1250 м. Залежь нефти приурочена к кизеловским отложениям турнейского яруса, представлена литологически карбонатным пластом. В процессе эксплуатации пяти скважин, пластовое давление в течение трех лет снизилось со 105 атм. до 70 атм., отбор продукции по пяти эксплуатационным скважинам превышал объем нагнетаемой воды в центральную нагнетательную скважину. Для увеличения приемистости нагнетательной скважины производится закачка предлагаемым способом, при этом происходит растворение карбонатов по простиранию пласта. Объем закачки химреагентов применительно к условиям Ромашкинского нефтяного месторождения составляет 1000...1500 куб. м, что способствует постепенному увеличению приемистости нагнетательной скважины. Example 2. The section of oil deposits, opened six wells, and the Central well is injection. The average depth of the wells is 1250 m. The oil deposit is confined to the Kizel deposits of the Tournaisian stage and is represented by a lithologically carbonate formation. During the operation of five wells, reservoir pressure over the course of three years decreased from 105 atm. up to 70 atm., product selection for five production wells exceeded the volume of injected water into the central injection well. To increase the injectivity of the injection well, the proposed method is injected, and carbonates dissolve along the strike of the formation. The volume of injection of chemicals in relation to the conditions of the Romashkinskoye oil field is 1000 ... 1500 cubic meters. m, which contributes to a gradual increase in injectivity of the injection well.

Claims

A method of deep processing a reservoir containing a carbonate component, with the exception of gypsum formation, comprising injecting acid and a chemical reagent into the formation and reacting the mixture with a carbonate component, characterized in that the injection is performed simultaneously, the hydrochloric or acetic acid being pumped through tubing, and the chemical reagent - soda ash or sodium bicarbonate is pumped through the annular space, followed by mixing them in the bottomhole zone with the formation of carbonic acid Dissolving a carbonate component.