RU2187634C2 - Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand-argillaceous reservoirs of jurassic deposits of latitudinal of region - Google Patents
Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand-argillaceous reservoirs of jurassic deposits of latitudinal of region Download PDFInfo
- Publication number
- RU2187634C2 RU2187634C2 RU2000119862A RU2000119862A RU2187634C2 RU 2187634 C2 RU2187634 C2 RU 2187634C2 RU 2000119862 A RU2000119862 A RU 2000119862A RU 2000119862 A RU2000119862 A RU 2000119862A RU 2187634 C2 RU2187634 C2 RU 2187634C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- mutual solvent
- reagent
- treatment
- acid
- acid composition
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области повышения производительности нефтедобывающих скважин, вскрывших высокотемпературные низкопроницаемые песчано-глинистые коллектора юрских отложений Широтного Приобья. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the field of increasing the productivity of oil wells that have exposed high-temperature low-permeability sand-clay collectors of Jurassic deposits of the Latitudinal Ob.
Известна обработка призабойной зоны низкопроницаемых коллекторов кислотными составами, содержащими различные виды поверхностно-активных веществ (ПАВ), с целью придания составу повышенной проникающей способности за счет снижения поверхностного натяжения водного раствора кислоты на границе с нефтью (1). It is known to treat the bottom-hole zone of low-permeability reservoirs with acidic compositions containing various types of surface-active substances (surfactants) in order to impart enhanced penetration to the composition by reducing the surface tension of an aqueous acid solution at the interface with oil (1).
Недостатком данного решения является термическая деструкция ПАВ при температурах выше 80oС.The disadvantage of this solution is the thermal degradation of surfactants at temperatures above 80 o C.
Известен способ азотно-спиртосолянокислотной обработки низкопроницаемых песчано-глинистых коллекторов газовых скважин с предварительной закачкой в пласт буфера метанола, позволяющего снизить поверхностное натяжение связанной воды и фильтратов и облегчить дальнейшее проникновение в пласт активного кислотного состава (2). A known method of nitrogen-alcohol-hydrochloric acid treatment of low-permeability sand-clay reservoirs of gas wells with a preliminary injection of methanol buffer into the formation, which reduces the surface tension of bound water and filtrates and facilitates further penetration of the active acid composition into the formation (2).
Недостатком данного способа кислотной обработки является его низкая эффективность для нефтяных скважин, что обусловлено способностью метанола экстрагировать низкокипящие углеводороды, в результате чего происходит диспергация и осаждение высокомолекулярных компонентов нефти, например смол и асфальтенов, и закупорка нефтенасыщенной части коллектора, приводящая к затруднению закачки кислотного состава зон обработки. The disadvantage of this method of acid treatment is its low efficiency for oil wells, due to the ability of methanol to extract low boiling hydrocarbons, resulting in the dispersion and precipitation of high molecular weight oil components, such as resins and asphaltenes, and blockage of the oil-saturated part of the reservoir, which makes it difficult to pump the acid composition of the zones processing.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых песчано-глинистых коллекторов юрских отложений Широтного Приобья, включающий последовательную закачку в пласт реагента и буферной жидкости (3). The closest in technical essence to the proposed solution is a method for processing the bottom-hole zone of high-temperature low-permeability sand-clay reservoirs of Jurassic deposits of the Latitudinal Ob, including sequential injection of reagent and buffer fluid into the formation (3).
Целью настоящего изобретения является повышение эффективности кислотной обработки за счет увеличения проникающей способности кислотного состава в низкопроницаемый пласт и более полного удаления отработанного раствора и продуктов реакции из зоны воздействия. The aim of the present invention is to increase the efficiency of acid treatment by increasing the penetrating ability of the acid composition in a low permeability formation and more complete removal of the spent solution and reaction products from the impact zone.
Поставленная цель достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых песчано-глинистых коллекторов юрских отложений Широтного Приобья, включающем последовательную закачку в пласт реагента и буферной жидкости, в качестве буферной жидкости используют взаимный растворитель, в качестве реагента - кислотный состав с взаимным растворителем, причем предварительно перед закачкой реагента осуществляют закачку также буферной жидкости, обработку проводят в динамическом режиме без выдержки на реакцию, не допуская остановок на стадиях закачки и освоения, а также между ними, в качестве кислотного состава используют соляную кислоту или глинокислоту, в качестве взаимного растворителя используют бутилцеллозольв или его смесь с изопропиловым спиртом. This goal is achieved by the fact that in the method for processing the bottom-hole zone of high-temperature low-permeability sand-clay reservoirs of Jurassic deposits of the Latitudinal Ob, including sequential injection of reagent and buffer liquid into the reservoir, a mutual solvent is used as a buffer liquid, an acid composition with a mutual solvent is used as a reagent, moreover, prior to injection of the reagent, the buffer fluid is also pumped, the treatment is carried out in a dynamic mode without exposure iju, avoiding stops pumping and development stages, and between them, as the acid composition used mud acid or hydrochloric acid, as the mutual solvent is butyl cellosolve, or a mixture thereof with isopropyl alcohol.
Взаимные растворители - это соединения, обладающие неограниченной растворимостью как в нефти, так и в воде. Такими свойствами чаще всего обладают кислородсодержащие растворители: одно- и двухатомные спирты, эфиры спиртов, альдегиды или их смеси. Примерами взаимных растворителей могут служить бутилцеллозольв, его смесь с изопропиловым спиртом, смеси изопропилового, изобутилового спиртов с гликолями. Mutual solvents are compounds with unlimited solubility in both oil and water. These properties are most often possessed by oxygen-containing solvents: mono- and dihydric alcohols, alcohol ethers, aldehydes, or mixtures thereof. Examples of mutual solvents include butyl cellosolve, its mixture with isopropyl alcohol, mixtures of isopropyl, isobutyl alcohol with glycols.
Взаимные растворители снижают поверхностное натяжение водных растворов на границе с углеводородами вплоть до нуля, что способствует созданию гомогенной системы при контакте и смешивании пластовых и закачиваемых флюидов, то есть предотвращают образование эмульсий, блокирующих каналы фильтрации. В отличие от ПАВ взаимные растворители обладают термической стабильностью и сохраняют указанное свойство при температурах от 90oС и выше.Mutual solvents reduce the surface tension of aqueous solutions at the border with hydrocarbons to zero, which contributes to the creation of a homogeneous system in contact and mixing of reservoir and injected fluids, that is, they prevent the formation of emulsions that block filtration channels. Unlike surfactants, mutual solvents have thermal stability and retain this property at temperatures from 90 o C and above.
Использование взаимного растворителя в качестве предварительного буфера очищают обрабатываемые поры и каналы фильтрации от пластовой воды и нефти, удаляет с поверхности породы рыхлосвязанную воду и пленку нефти, увеличивая тем самым площадь поверхности, контактирующей с закачиваемым вслед за буфером кислотным составом и улучшая условия фильтрации кислоты в узкие слабопроницаемые капилляры. The use of a mutual solvent as a preliminary buffer cleans treated pores and filtration channels from produced water and oil, removes loosely bound water and a film of oil from the rock surface, thereby increasing the surface area in contact with the acid composition pumped after the buffer and improving the conditions for filtering acid into narrow poorly permeable capillaries.
Введение взаимного растворителя в кислотный состав помимо отмеченного выше позитивного действия снижает активность кислоты и способствует снижению скорости взаимодействия кислоты с породой. Это позволяет, во-первых, продавить активную кислоту на большее расстояние от ствола скважины, то есть увеличить глубину обрабатываемой зоны, и во-вторых, замедлить вторичное осадко- и гелеобразование продуктов реакции. Это особенно важно в условиях температур более 80oС, при которых соляная, а особенно плавиковая кислота в обычных водных растворах расходуются на взаимодействие с породой в течение нескольких минут с начала контакта.The introduction of a mutual solvent in the acid composition in addition to the above positive effects reduces the activity of the acid and helps to reduce the rate of interaction of the acid with the rock. This allows, firstly, to push the active acid a greater distance from the wellbore, that is, to increase the depth of the treated zone, and secondly, to slow down the secondary sedimentation and gelation of the reaction products. This is especially important at temperatures above 80 o C, at which hydrochloric, and especially hydrofluoric acid in ordinary aqueous solutions are spent on interaction with the rock within a few minutes from the beginning of contact.
Использование взаимного растворителя в качестве последующего буфера способствует удалению воды, внесенной в призабойную зону кислотным составом, что особенно важно в низкопроницаемых заглинизированных гидрофильных коллекторах. Кроме того, благодаря снижению поверхностного натяжения на границе пластовых флюидов и закаченных в пласт реагентов улучшаются условия выноса из зоны обработки отработанных реагентов, рыхлосвязанной пластовой воды, а также продуктов реакции и мелких твердых частиц. The use of a mutual solvent as a subsequent buffer helps to remove the water introduced into the bottomhole zone with an acidic composition, which is especially important in low-permeability clayed hydrophilic reservoirs. In addition, by reducing the surface tension at the boundary of the formation fluids and the injected reagents, the conditions for the removal of spent reagents, loosely coupled formation water, as well as reaction products and small solid particles from the treatment zone are improved.
Динамический режим обработки, то есть безостановочная закачка реагентов в призабойную зону и удаление отработанных растворов и продуктов реакции сразу после закачки последней порции второй буферной жидкости, путем освоения скважины и вызова притока, исключает адсорбцию на поверхности пор и каналов фильтрации вторичных осадков и гелей, образующихся в результате реакции кислоты с породой, а также мелких частиц, оторвавшихся от скелета породы или цементирующих материалов. The dynamic treatment regime, that is, the non-stop injection of reagents into the bottomhole zone and the removal of spent solutions and reaction products immediately after the last portion of the second buffer fluid is injected, by developing the well and causing the influx, excludes adsorption on the surface of the pores and filtration channels of secondary sediments and gels formed in as a result of the reaction of acid with the rock, as well as small particles detached from the rock skeleton or cementitious materials.
В заявляемом способе каждая технологическая операция, закачка первого буфера взаимного растворителя, кислотного состава с взаимным растворителем, второго буфера взаимного растворителя, динамический режим без выдержки на реакцию, не допуская остановок на стадиях закачки и освоения, а также между ними, проявляет свои функции с получением комплексного синергетического эффекта. In the claimed method, each technological operation, the injection of the first buffer of the mutual solvent, the acid composition with the mutual solvent, the second buffer of the mutual solvent, the dynamic mode without exposure to the reaction, preventing stops at the stages of injection and development, as well as between them, shows its functions with obtaining complex synergistic effect.
Все реагенты, используемые в заявляемом способе, выпускаются отечественной промышленностью:
- изопропиловый спирт, ГОСТ 9805-94;
- бутилцеллозольв, ТУ 6-01-646-84;
- соляная кислота техническая ТУ 6-01-714-77;
- плавиковая кислота ГОСТ 48-5-184-78.All reagents used in the claimed method are produced by domestic industry:
- isopropyl alcohol, GOST 9805-94;
- butyl cellosolve, TU 6-01-646-84;
- hydrochloric acid technical TU 6-01-714-77;
- hydrofluoric acid GOST 48-5-184-78.
В условиях скважины способ осуществляется следующим образом. In well conditions, the method is as follows.
Через спущенные до интервала перфорации насосно-компрессорные трубы в призабойную зону пласта закачивают первый буфер взаимного растворителя из расчета 1,0-2,0 м3 на 1 м перфорированного интервала пласта. Следом за этим буфером в призабойную зону закачивают кислотный состав с взаимным растворителем из расчета 0,8-2,0 м3 на 1 метр интервала перфорации. Вышеописанный кислотный состав через те же насосно-компрессорные трубы продавливают в пласт вторым буфером взаимного растворителя из расчета его расхода 0,5-1,5 м3 на 1 метр перфорированного интервала. Сразу после продавки в пласт последней порции второго буфера взаимного растворителя скважину осваивают фонтаном или компрессором и отбирают из нее жидкость в объеме, превышающем в 3-4 раза объем закачанных в пласт реагентов.Through the deflated tubing to the perforation interval, the first buffer of mutual solvent is pumped into the bottomhole formation zone at the rate of 1.0-2.0 m 3 per 1 m of the perforated formation interval. Following this buffer, the acid composition with a mutual solvent is pumped into the bottomhole zone at the rate of 0.8-2.0 m 3 per 1 meter of the perforation interval. The above acid composition through the same tubing is pressed into the reservoir by a second buffer of mutual solvent based on its consumption of 0.5-1.5 m 3 per 1 meter of perforated interval. Immediately after the last portion of the second buffer of the mutual solvent is pushed into the formation, the well is mastered with a fountain or compressor and liquid is taken from it in a volume exceeding 3-4 times the volume of reagents injected into the formation.
Эффективность предложенного способа подтверждается лабораторными исследованиями, выполненными на установке физического моделирования призабойной зоны нефтяного пласта FFES-655 производства фирмы "CORETEST SYSTEMS, INC.", USA. The effectiveness of the proposed method is confirmed by laboratory studies performed on the installation of physical modeling of the bottom-hole zone of the oil reservoir FFES-655 manufactured by the company "CORETEST SYSTEMS, INC.", USA.
Пример 1
Через колонку, составленную из трех естественных кернов пласта ЮВ1 Покамасовского месторождения, имеющую остаточную водонасыщенность 31,4% и фазовую проницаемость по изовискозной модели нефти пласта ЮB1 Покамасовского месторождения 0,015 мкм2, при температуре 90oС и внутрипоровом (пластовом) давлении 10,3 МПа последовательно прокачали:
- 1,0 порового объема взаимного растворителя, представляющего собой бутилцеллозольв;
- 1,2 порового объема кислотного состава, содержащего 7% соляной кислоты, 1% плавиковой кислоты, 20% вышеуказанного взаимного растворителя, вода - остальное;
- 0,5 порового объема того же взаимного растворителя.Example 1
Through a column composed of three natural cores of the SE 1 layer of the Pokamasovskoye field, having a residual water saturation of 31.4% and phase permeability according to the isoviscous model of oil of the YuB 1 Pokamasovskoye field of 0.015 μm 2 , at a temperature of 90 o C and an interstitial (reservoir) pressure of 10, 3 MPa sequentially pumped:
- 1.0 pore volume of a mutual solvent, which is butyl cellosolve;
- 1.2 pore volume of the acid composition containing 7% hydrochloric acid, 1% hydrofluoric acid, 20% of the above mutual solvent, water - the rest;
- 0.5 pore volume of the same mutual solvent.
Не выдерживая керны на реакции с кислотным составом, сразу после прокачки реагентов через колонку, в обратном направлении при тех же пластовых условиях прокачали три поровых объема изовискозной модели нефти пласта ЮB1 Покамасовского месторождения и после этого определили по ней проницаемость кернов. Она составила 0,024 мкм2, что в 1,6 раза выше начальной.Unable to withstand the cores in the reaction with the acid composition, immediately after pumping the reagents through the column, three pore volumes of the isoviscose oil model of the YuB 1 Pokamasovskoye field were pumped in the opposite direction under the same reservoir conditions, and then the core permeability was determined from it. It amounted to 0.024 μm 2 , which is 1.6 times higher than the initial one.
Пример 2
Через колонку, составленную из трех естественных кернов пласта ЮВ1 Нивагальского месторождения, имеющую остаточную водонасыщенность 36,8% и фазовую проницаемость по изовискозной модели нефти пласта ЮВ1 Нивагальского месторождения 0,025 мкм2, при температуре 95oС и внутрипоровом (пластовом) давлении 10,5 МПа последовательно прокачали:
- 0,8 порового объема взаимного растворителя, представляющего смесь изопропилового спирта и бутилцеллозольва в объемном соотношении 1:1;
- 0,8 порового объема кислотного состава, содержащего 9% соляной кислоты, 10% вышеуказанного взаимного растворителя, вода - остальное;
- 0,4 порового объема того же взаимного растворителя.Example 2
Through a column composed of three natural cores of the SE 1 layer of the Nivagal field, having a residual water saturation of 36.8% and phase permeability according to the isoviscous model of oil of the SE 1 layer of the Nivagal field, 0.025 μm 2 , at a temperature of 95 o C and an interstitial (reservoir) pressure of 10, 5 MPa sequentially pumped:
- 0.8 pore volume of a mutual solvent, representing a mixture of isopropyl alcohol and butyl cellosolve in a volume ratio of 1: 1;
- 0.8 pore volume of the acid composition containing 9% hydrochloric acid, 10% of the above mutual solvent, water - the rest;
- 0.4 pore volume of the same mutual solvent.
Не выдерживая керны на реакцию с кислотным составом, сразу после прокачки реагентов через колонку, в обратном направлении при тех же пластовых условиях прокачали три поровых объема изовискозной модели нефти пласта ЮВ1 Нивагальского месторождения и после этого определили по ней проницаемость кернов. Она составила 0,033 мкм2, что в 1,3 раза выше начальной.Unable to withstand cores for reaction with an acidic composition, immediately after pumping the reagents through the column, three pore volumes of the isoviscose oil model of SE 1 of the Nivagal field were pumped in the opposite direction under the same reservoir conditions and after that the core permeability was determined from it. It amounted to 0.033 μm 2 , which is 1.3 times higher than the initial one.
Из приведенных примеров видно, что в предлагаемом способе увеличивается проницаемость породы для нефти в 1,3-1,6 раза. From the above examples it is seen that in the proposed method increases the permeability of the rock for oil by 1.3-1.6 times.
Согласно приведенным выше результатам исследований, за счет повышения фазовой проницаемости для нефти и улучшения фильтрационных характеристик призабойной зоны, применение предложенного способа обеспечит увеличение дебитов скважин в 1,3-1,6 раза. According to the above research results, by increasing the phase permeability for oil and improving the filtration characteristics of the bottom-hole zone, the application of the proposed method will provide an increase in well production by 1.3-1.6 times.
Источники информации
1. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М., Недра, 1985 г., с.105-106.Sources of information
1. Christian M., Sokol S., Konstantinescu A. Increase in productivity and injectivity of wells. M., Nedra, 1985, pp. 105-106.
2. Романюк В.И., Адаменко Я.О., Горный М.И. Применение буферных агентов при КО призабойных зон скважин. Нефтяная и газовая промышленность, 1989 г., 1, с.42. 2. Romanyuk V.I., Adamenko Ya.O., Gorny M.I. The use of buffering agents for well bottom-hole zones. Oil and gas industry, 1989, 1, p. 42.
3. Патент РФ 2106484, Е 21 В 43/22, опубл. 10.03.1998 г. - прототип. 3. RF patent 2106484, E 21 V 43/22, publ. 03/10/1998 - a prototype.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000119862A RU2187634C2 (en) | 2000-07-25 | 2000-07-25 | Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand-argillaceous reservoirs of jurassic deposits of latitudinal of region |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000119862A RU2187634C2 (en) | 2000-07-25 | 2000-07-25 | Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand-argillaceous reservoirs of jurassic deposits of latitudinal of region |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2187634C2 true RU2187634C2 (en) | 2002-08-20 |
| RU2000119862A RU2000119862A (en) | 2002-08-20 |
Family
ID=20238344
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000119862A RU2187634C2 (en) | 2000-07-25 | 2000-07-25 | Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand-argillaceous reservoirs of jurassic deposits of latitudinal of region |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2187634C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2494245C1 (en) * | 2012-04-18 | 2013-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Treatment method of bottom-hole formation zone |
| RU2495075C1 (en) * | 2012-04-18 | 2013-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Acidic composition for bottom-hole treatment of oil reservoir |
-
2000
- 2000-07-25 RU RU2000119862A patent/RU2187634C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2494245C1 (en) * | 2012-04-18 | 2013-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Treatment method of bottom-hole formation zone |
| RU2495075C1 (en) * | 2012-04-18 | 2013-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Acidic composition for bottom-hole treatment of oil reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8183182B2 (en) | Composition of microemulsion and method for advanced recovery of heavy oil | |
| EP3508684B1 (en) | Method for treating the near-wellbore region of a formation | |
| RU2187634C2 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand-argillaceous reservoirs of jurassic deposits of latitudinal of region | |
| RU2249101C1 (en) | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone | |
| RU2270913C2 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
| RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
| RU2232262C2 (en) | Method for working of oil deposits | |
| RU2191260C2 (en) | Method of treating bottom-hole zone of high-temperature low permeability aleurite-argillaceous reservoirs of latitude ob region jurassic deposits | |
| RU2119048C1 (en) | Method for treatment of nonuniform oil bed | |
| RU2383576C1 (en) | Composition for water insulation in gas-bearing seam | |
| RU2186962C2 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand reservoirs | |
| US3016351A (en) | Process for improving secondary oil recovery | |
| RU2342419C1 (en) | Composition for treatment of bottom hole zone of collectors with low permeability | |
| RU2034981C1 (en) | Method of exploitation of oil pool | |
| RU2764512C1 (en) | Method for processing boreholes during production of gas from low-temperature, low-permeable and mudded formations | |
| RU2307240C1 (en) | Method for oil field development | |
| RU2065951C1 (en) | Method of treating bottom zone of nonuniform oil bed | |
| RU2170814C2 (en) | Method of oil displacement from formation | |
| RU2163967C1 (en) | Method of oil recovery | |
| RU2119580C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2213215C1 (en) | Method of development of nonuniform permeable formations | |
| RU2429268C1 (en) | High-efficiency process liquid for oil industry vtzh rmd-5 | |
| RU2244111C1 (en) | Method of treating bottom zone of low-permeable oil reservoirs | |
| RU2123105C1 (en) | Method of developing oil pool | |
| RU2097528C1 (en) | Method of treating oil well bottom zone |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110726 |