RU2286446C1 - Acid well bottom zone treatment method - Google Patents
Acid well bottom zone treatment method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2286446C1 RU2286446C1 RU2006101455/03A RU2006101455A RU2286446C1 RU 2286446 C1 RU2286446 C1 RU 2286446C1 RU 2006101455/03 A RU2006101455/03 A RU 2006101455/03A RU 2006101455 A RU2006101455 A RU 2006101455A RU 2286446 C1 RU2286446 C1 RU 2286446C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrochloric acid
- well
- acid solution
- oil
- pressure
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции зон поглощения в нагнетательных скважинах или водопритоков в добывающих скважинах, в условиях разработки карбонатных коллекторов.The invention relates to the oil industry and may find application in the isolation of absorption zones in injection wells or water inflows in producing wells, under conditions of developing carbonate reservoirs.
Известен состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах, содержащий, в мас.ч.: синтетический пластицированный изопреновый каучук (СПИК) 100, керосин или нефрас-сольвент нефтяной тяжелый 900-4900, серу техническую 1-4, окись цинка 1-4, диэтилдитиокарбомат натрия (ДЭДТК) 1-4, каптакс-2-меркаптобензтиазол 1-4. СПИК растворяют в керосине или нефрасе. В полученный раствор добавляют серу, окись цинка, ДЭДТК и каптакс.Тщательно перемешивают до гомогенного состояния. Краткая характеристика состава: улучшаются эксплуатационные характеристики за счет расширения температурного интервала его использования и снижения исходной вязкости (Патент РФ/№2068075, опубл. 20.10.96).A known composition for isolating water inflow in oil wells, containing, in parts by weight: synthetic plasticized isoprene rubber (SPIC) 100, kerosene or nefras-solvent heavy oil 900-4900, technical sulfur 1-4, zinc oxide 1-4, diethyldithiocarbate sodium (DEDTA) 1-4, captax-2-mercaptobenzthiazole 1-4. SPIC is dissolved in kerosene or nephras. Sulfur, zinc oxide, DEDTA and Captax are added to the resulting solution. Thoroughly mixed until a homogeneous state. Brief description of the composition: improved performance by expanding the temperature range of its use and lowering the initial viscosity (RF Patent / No. 2068075, publ. 20.10.96).
Известный состав недостаточно эффективен при изоляции водопритоков в карбонатных коллекторах.The known composition is not effective enough to isolate water inflows in carbonate reservoirs.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки скважины в карбонатных коллекторах, включающий циклическую закачку в пласт соляной кислоты с последующей продавкой ее раствором реагента, образующего с карбонатным коллектором слаборастворимые или не растворимые в кислоте соединения, в качестве которых используют 2-5%-ные водные растворы кислородсодержащих соединений серы; или бисульфата натрия, или пиросульфата натрия или калия, или аммония с последующим удалением их из пласта, причем последние закачивают в объеме, необходимом для инкрустирования большей зоны карбонатных коллекторов, чем в предыдущем цикле (Патент РФ №2052086, опубл. 10.01.96 - прототип).The closest to the proposed invention in technical essence is a method of treating a well in carbonate reservoirs, which includes cyclic injection of hydrochloric acid into the formation, followed by selling it with a reagent solution, which forms poorly soluble or insoluble in acid compounds with a carbonate reservoir, which use 2-5% aqueous solutions of oxygen-containing sulfur compounds; or sodium bisulfate, or sodium or potassium pyrosulfate, or ammonium, followed by their removal from the formation, the latter being pumped in the amount necessary for encrusting a larger zone of carbonate reservoirs than in the previous cycle (RF Patent No. 2052086, publ. 10.01.96 - prototype )
Известный способ позволяет изолировать высокопроницаемые зоны, однако эффективность способа невысока вследствие малой степени кольматации трещин в карбонатном коллекторе призабойной зоны скважины.The known method allows you to isolate highly permeable zones, however, the effectiveness of the method is low due to the low degree of mudding of cracks in the carbonate reservoir of the bottomhole zone of the well.
В изобретении решается задача повышения эффективности изоляции высокопроницаемых зон в карбонатном коллекторе.The invention solves the problem of increasing the efficiency of isolation of highly permeable zones in a carbonate reservoir.
Задача решается тем, что в способе кислотной обработки призабойной зоны скважины, включающем циклическую закачку в призабойную зону раствора соляной кислоты, водной смеси, содержащей серу, и удаление из призабойной зоны продуктов реакции, в качестве указанной смеси используют побочный продукт сероочистки с установки подготовки высокосернистой нефти в виде 3-6%-ной суспензии серы в воде, предварительно проводят закачку указанной суспензии через скважину до повышения давления на 0,8-1,0 МПа от начального давления нагнетания, а при циклической закачке раствора соляной кислоты ведут продавку нефтью 13-15%-ного раствора соляной кислоты при давлении 1-2 МПа из расчета 0,4-0,5 м3/п.м. продуктивного пласта, технологическую выдержку в течение 1,5-2,5 ч, замену в скважине нефти на 13-15%-ный раствор соляной кислоты, закачку 13-15%-ного раствора соляной кислоты при давлении 1-2 МПа из расчета 0,9-1,1 м3/п.м. продуктивного пласта, технологическую выдержку в течение 3,5-4,5 ч, гидроимпульсную закачку 13-15%-ного раствора соляной кислоты за 5-7 циклов в режиме цикла 0,8-1,2 мин закачка - 4-6 мин выдержка при давлении 1-2 МПа, после чего производят промывку скважины нефтью, а удаление из призабойной зоны продуктов реакции производят свабированием.The problem is solved in that in the method of acid treatment of the bottom-hole zone of the well, which includes cyclic pumping into the bottom-hole zone of a solution of hydrochloric acid, an aqueous mixture containing sulfur, and removal of reaction products from the bottom-hole zone, a by-product of desulfurization from a sour oil preparation unit is used as said mixture in the form of a 3-6% suspension of sulfur in water, the suspension is previously pumped through the well to increase the pressure by 0.8-1.0 MPa from the initial discharge pressure, and when cyclic the first injection of hydrochloric acid solution are selling oil 13-15% hydrochloric acid solution at a pressure of 1-2 MPa at the rate of 0.4-0.5 m 3 / m. productive formation, technological exposure for 1.5-2.5 hours, replacement of oil in the well with a 13-15% hydrochloric acid solution, injection of a 13-15% hydrochloric acid solution at a pressure of 1-2 MPa at the rate of 0 , 9-1.1 m 3 / l.m. reservoir, technological exposure for 3.5-4.5 hours, hydro-pulse injection of a 13-15% hydrochloric acid solution for 5-7 cycles in a cycle mode of 0.8-1.2 min; injection - 4-6 min exposure at a pressure of 1-2 MPa, after which the well is washed with oil, and the reaction products are removed from the bottom-hole zone by swabbing.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Многократное воздействие соляной кислоты на продуктивные пласты, представленные карбонатными породами, создает высокопроницаемые зоны в виде свищеобразных каналов растворения, распространяющихся на большие глубины. При разработке продуктивных пластов с поддержанием пластового давления закачкой воды каналы растворения являются путями преждевременного прорыва воды, в результате чего часть запасов остается невыработанными. Существующие способы изоляции высокопроницаемых зон решают проблему частично или временно. Должного выравнивания профиля притока или приемистости не достигается. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляции высокопроницаемых зон в карбонатном коллекторе. Задача решается следующим образом.Repeated exposure of hydrochloric acid to productive formations represented by carbonate rocks creates highly permeable zones in the form of fistulous dissolution channels extending to great depths. When developing productive formations while maintaining reservoir pressure by water injection, dissolution channels are ways of premature water breakthrough, as a result of which some reserves remain undeveloped. Existing methods for isolating highly permeable zones solve the problem partially or temporarily. Proper alignment of the inflow profile or throttle response is not achieved. The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of isolation of highly permeable zones in the carbonate reservoir. The problem is solved as follows.
При изоляции высокопроницаемых зон призабойной зоны скважины закачивают 3-6% суспензию серы в воде через скважину до повышения давления закачки на 0,8-1,0 МПа от начального давления нагнетания, затем закачивают 13-15% раствор соляной кислоты при давлении 1-2 МПа из расчета 0,4-0,5 м3 раствора соляной кислоты на п.м. продуктивного пласта. Раствор соляной кислоты продавливают нефтью. Выполняют технологическую выдержку в течение 1,5-2,5 час. Заменяют в скважине нефть на 13-15% раствор соляной кислоты и закачивают 13-15% раствор соляной кислоты при давлении 1-2 МПа из расчета 0,9-1,1 м3/п.м. продуктивного пласта. Выполняют технологическую выдержку в течение 3,5-4,5 час. Затем ведут гидроимпульсную закачку 13-15% раствора соляной кислоты за 5-7 циклов в режиме цикла 0,8-1,2 мин закачка - 4-6 мин выдержка при давлении 1-2 МПа. Промывают скважину нефтью. Осваивают скважину свабированием с удалением продуктов реакции из призабойной зоны.When isolating highly permeable zones of the bottom-hole zone of the well, a 3-6% suspension of sulfur in water is pumped through the well to increase the injection pressure by 0.8-1.0 MPa from the initial injection pressure, then a 13-15% hydrochloric acid solution is injected at a pressure of 1-2 MPa at the rate of 0.4-0.5 m 3 hydrochloric acid per meter productive formation. The hydrochloric acid solution is forced through with oil. Perform technological exposure for 1.5-2.5 hours. Replace the oil in the well with a 13-15% hydrochloric acid solution and pump a 13-15% hydrochloric acid solution at a pressure of 1-2 MPa at a rate of 0.9-1.1 m 3 / pm. productive formation. Perform technological exposure for 3.5-4.5 hours. Then, a 13-15% hydrochloric acid solution is pumped in 5-7 cycles in a cycle mode of 0.8-1.2 minutes; injection is 4-6 minutes holding at a pressure of 1-2 MPa. The well is washed with oil. The well is mastered by swabbing to remove reaction products from the bottom-hole zone.
В качестве соединения серы используют серу как побочный продукт сероочистки, образующийся при предварительной подготовке высокосернистой нефти на установке подготовки высокосернистой нефти. Используемая сера нейтральна по отношению к соляной кислоте. Состав серы является «родным» для пластовых флюидов. По крупности частиц сера соответствует требованиям закачки, т.к. добыта из того же продуктивного пласта.Sulfur is used as a sulfur compound as a by-product of desulfurization, which is formed during the preliminary preparation of sour oil at the sour oil preparation unit. The sulfur used is neutral with hydrochloric acid. The sulfur composition is “native” to reservoir fluids. By particle size, sulfur meets the injection requirements, as mined from the same reservoir.
Закачка суспензии серы позволяет надежно изолировать высокопроницаемые зоны продуктивного пласта.Sulfur slurry injection allows reliable isolation of highly permeable zones of the reservoir.
Импульсная закачка раствора соляной кислоты с выдержкой под давлением позволяет раствору кислоты проникать в низкопроницаемые зоны породы и повышать проницаемость низкопроницаемых зон. В результате выравниваются проницаемости высоко- и низкопроницаемых зон продуктивного пласта, повышается охват пласта воздействием, увеличивается нефтеизвлечение из залежи.Pulse injection of a hydrochloric acid solution with holding under pressure allows the acid solution to penetrate into the low-permeability zones of the rock and increase the permeability of the low-permeability zones. As a result, the permeability of high- and low-permeability zones of the productive formation is leveled, the coverage of the formation by exposure increases, and oil recovery from the reservoir increases.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Обрабатывают призабойную зону нефтедобывающей скважины глубиной 1251 м. Продуктивный пласт перфорирован в интервале от 1195 до 1214 м. Коллектор призабойной зоны - карбонатный порово-трещинный. Скважина выведена из эксплуатации при текущем дебите жидкости 6,2 м3/сут и обводненности добываемой продукции 50%. Заколонная циркуляция пластовой жидкости отсутствует. Имеются промытые закачиваемой водой зоны в интервале 1212-1214 м и 1206-1207,5 м.The bottom-hole zone of an oil producing well is processed at a depth of 1251 m. The reservoir is perforated in the interval from 1195 to 1214 m. The bottom-hole zone reservoir is carbonate pore-fractured. The well was decommissioned at a current fluid rate of 6.2 m 3 / day and a water cut of produced products of 50%. There is no annular circulation of formation fluid. There are zones washed by pumped water in the range of 1212-1214 m and 1206-1207.5 m.
Останавливают скважину. По колонне насосно-компрессорных труб в скважину закачивают 6% суспензию серы в воде до повышения давления закачки на 1,0 МПа от начального давления нагнетания, затем закачивают 14% раствор соляной кислоты при давлении 2 МПа из расчета 0,5 м3 раствора соляной кислоты на п.м. продуктивного пласта. Раствор соляной кислоты продавливают нефтью. Выполняют технологическую выдержку в течение 2 час. Заменяют в скважине нефть на 14% раствор соляной кислоты и закачивают 14% раствор соляной кислоты при давлении 2 МПа из расчета 1 м3/п.м. продуктивного пласта. Выполняют технологическую выдержку в течение 4 час. Затем ведут гидроимпульсную закачку 14% раствора соляной кислоты за 6 циклов в режиме цикла 1 мин закачка - 5 мин выдержка при давлении 2 МПа. Промывают скважину нефтью. Осваивают скважину свабированием с удалением продуктов реакции из призабойной зоны.Stop the well. A 6% suspension of sulfur in water is pumped through the tubing string into the well to increase the injection pressure by 1.0 MPa from the initial injection pressure, then a 14% hydrochloric acid solution is pumped at a pressure of 2 MPa based on a 0.5 m 3 hydrochloric acid solution on the metro productive formation. The hydrochloric acid solution is forced through with oil. Perform technological exposure for 2 hours. The oil is replaced in the well with a 14% hydrochloric acid solution and a 14% hydrochloric acid solution is pumped at a pressure of 2 MPa at the rate of 1 m 3 / l.m. productive formation. Perform technological exposure for 4 hours. Then, a hydroimpulse injection of a 14% hydrochloric acid solution is carried out for 6 cycles in a cycle mode of 1 min; injection - 5 min exposure at a pressure of 2 MPa. The well is washed with oil. The well is mastered by swabbing to remove reaction products from the bottom-hole zone.
В результате обработки обводненность добываемой продукции снизилась до 25% при сохранении дебита скважины. При выполнении традиционных обработок призабойной зоны скважины в аналогичных условиях обводненность добываемой продукции составляла 35-40% при снижении дебита скважины.As a result of processing, the water cut of the produced products decreased to 25% while maintaining the flow rate of the well. When performing traditional treatments of the bottom-hole zone of the well under similar conditions, the water cut of the produced products was 35-40% with a decrease in well production.
Применение предложенного способа позволит повысить эффективность способа и снизить обводненность добываемой продукции.The application of the proposed method will improve the efficiency of the method and reduce the water content of the produced products.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006101455/03A RU2286446C1 (en) | 2006-01-19 | 2006-01-19 | Acid well bottom zone treatment method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006101455/03A RU2286446C1 (en) | 2006-01-19 | 2006-01-19 | Acid well bottom zone treatment method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2286446C1 true RU2286446C1 (en) | 2006-10-27 |
Family
ID=37438692
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006101455/03A RU2286446C1 (en) | 2006-01-19 | 2006-01-19 | Acid well bottom zone treatment method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2286446C1 (en) |
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2451160C1 (en) * | 2011-04-29 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of acid treatment of bottom-hole formation zone with carbonate reservoir |
CN102041987B (en) * | 2009-10-13 | 2014-01-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for water control and oil production increasing acidification of oil well at water content increasing stage of low-pressure heterogeneous reservoir |
RU2520221C1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Treatment method of bottomhole zone |
RU2531771C1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well bottom zone processing |
RU2537433C1 (en) * | 2013-10-28 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "МАКойл" | Method of treatment of well bottomhole zone with low bed pressure |
WO2018018865A1 (en) * | 2016-07-26 | 2018-02-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for recognizing thief zone in oil pool |
RU2652412C1 (en) * | 2017-08-01 | 2018-04-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of acidizing bottomhole formation zone with carbonate reservoir |
RU2686768C1 (en) * | 2018-08-01 | 2019-04-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of super-viscous oil and/or bitumen deposit in compacted and clogged reservoirs (versions) |
WO2024049827A1 (en) * | 2022-08-29 | 2024-03-07 | Gaps Technology, Llc | Aqueous solutions and methods of using same for remediating contaminants in contaminated gasses |
-
2006
- 2006-01-19 RU RU2006101455/03A patent/RU2286446C1/en active
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102041987B (en) * | 2009-10-13 | 2014-01-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for water control and oil production increasing acidification of oil well at water content increasing stage of low-pressure heterogeneous reservoir |
RU2451160C1 (en) * | 2011-04-29 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of acid treatment of bottom-hole formation zone with carbonate reservoir |
RU2520221C1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Treatment method of bottomhole zone |
RU2537433C1 (en) * | 2013-10-28 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "МАКойл" | Method of treatment of well bottomhole zone with low bed pressure |
RU2531771C1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well bottom zone processing |
WO2018018865A1 (en) * | 2016-07-26 | 2018-02-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for recognizing thief zone in oil pool |
RU2652412C1 (en) * | 2017-08-01 | 2018-04-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of acidizing bottomhole formation zone with carbonate reservoir |
RU2686768C1 (en) * | 2018-08-01 | 2019-04-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of super-viscous oil and/or bitumen deposit in compacted and clogged reservoirs (versions) |
WO2024049827A1 (en) * | 2022-08-29 | 2024-03-07 | Gaps Technology, Llc | Aqueous solutions and methods of using same for remediating contaminants in contaminated gasses |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2286446C1 (en) | Acid well bottom zone treatment method | |
RU2456439C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
RU2512216C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
CN109577909A (en) | A kind of extra permeability oilfield selectivity frothy gel water plugging and profile controlling method | |
RU2288356C1 (en) | Method for processing bottomhole zone of horizontal well | |
RU2451175C1 (en) | Method of bottom-hole zone treatment of low-permeable terrigenous formations (versions) | |
RU2304703C1 (en) | Method for extracting an oil deposit with low penetrability terrigenous collector | |
RU2599156C1 (en) | Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft | |
RU2301884C1 (en) | Method to isolate highly-permeable well bottom zone areas | |
RU2614832C2 (en) | Procedure for development of oil producing well and device for its implementation | |
RU2616893C1 (en) | Method for limiting water influx in producing oil wells | |
RU2531771C1 (en) | Method of well bottom zone processing | |
RU2232879C1 (en) | Method for processing of formation face zone | |
RU2579093C1 (en) | Method for repeated hydraulic fracturing | |
CN101949283A (en) | Water reducing, de-plugging and yield increasing integrated process | |
RU2599155C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of the horizontal shafts of boreholes, opening carbonate collector | |
RU2536070C1 (en) | Development and oil recovery improvement method for inhomogeneous oil pools | |
RU2519262C1 (en) | Method of formation isolation with cement-silicate mud | |
RU2495231C1 (en) | Flushing method for wells with lost-circulation formation | |
RU2278967C1 (en) | Method for bottomhole zone of terrigenous formation treatment | |
RU2614139C1 (en) | Method for development of oil producing well and device therefor | |
RU2149985C1 (en) | Method of oil pools development | |
RU2131022C1 (en) | Method of treatment of injection wells | |
RU2743977C1 (en) | Composition for reducing water permeability of rocks (embodiments) and method of plugging water permeability of rocks |