RU2368769C2 - Bottom-hole formation zone treatment method - Google Patents
Bottom-hole formation zone treatment method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2368769C2 RU2368769C2 RU2007138689/03A RU2007138689A RU2368769C2 RU 2368769 C2 RU2368769 C2 RU 2368769C2 RU 2007138689/03 A RU2007138689/03 A RU 2007138689/03A RU 2007138689 A RU2007138689 A RU 2007138689A RU 2368769 C2 RU2368769 C2 RU 2368769C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid solution
- formation
- nitrogen
- volume
- well
- Prior art date
Links
Landscapes
- Separation, Recovery Or Treatment Of Waste Materials Containing Plastics (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к технологии обработки призабойной зоны карбонатного пласта с большим этажом газоносности и с неоднородными коллекторскими свойствами в условиях аномально низких пластовых давлений и может быть использовано в газодобывающей промышленности.The invention relates to a technology for processing a bottom-hole zone of a carbonate formation with a large gas-bearing floor and with heterogeneous reservoir properties under conditions of abnormally low formation pressures and can be used in the gas industry.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины путем закачки тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты, и раствора кислоты. Тампонирующий материал закачивают при повышенном давлении для изоляции высокопроницаемых трещин. Начальное давление закачки последующего раствора устанавливают равным конечному давлению закачки предыдущего раствора. Закачку тампонирующего материала производят в большем объеме, чем раствор кислоты. По окончании закачки растворов проводят технологическую выдержку. Закачку тампонирующего материала и раствора кислоты проводят циклически. После завершения всех работ осваивают скважину и очищают ее от продуктов реакции и тампонирующего материала [Патент РФ 2114296, МПК6 Е21В 43/27, опубл. A known method of processing the bottom-hole zone of a well by injecting a plugging material resistant to the action of an acid and an acid solution. The plugging material is pumped at elevated pressure to isolate highly permeable cracks. The initial injection pressure of the subsequent solution is set equal to the final injection pressure of the previous solution. The plugging material is injected in a larger volume than the acid solution. At the end of the injection of solutions spend technological exposure. The injection of the plugging material and the acid solution is carried out cyclically. After completion of all work, the well is mastered and its reaction products and plugging material are cleaned [RF Patent 2114296, IPC 6 Е21В 43/27, publ.
27.06.1998].06/27/1998].
Недостатком данного способа является закупорка высокопроницаемых зон в процессе проведения работ на скважине, что существенно влияет на эффективность воздействия на пласт из-за невозможности осуществления полной очистки трещин от тампонирующего материала.The disadvantage of this method is the blockage of highly permeable zones during work on the well, which significantly affects the effectiveness of the impact on the reservoir due to the inability to fully clean the cracks from the plugging material.
Наиболее близким по совокупности существенных признаков и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий закачку в пласт кислоты и блокирующего вскрытую часть пласта состава. Закачку проводят циклически, причем объем кислоты и блокирующего состава в каждом цикле уменьшают не более чем на 50% при одновременном повышении давления закачки, а объем блокирующего состава в последнем цикле равен объему скважины во вскрытой части пласта [Авторское свидетельство СССР №1309645, МПК6 Е21В 43/27, опубл. 27.03.1995].The closest in the set of essential features and the achieved result is a method for processing the bottom-hole zone of an oil reservoir, which includes injecting acid into the reservoir and blocking the exposed part of the reservoir. The injection is carried out cyclically, and the volume of acid and blocking composition in each cycle is reduced by no more than 50% while increasing the injection pressure, and the volume of blocking composition in the last cycle is equal to the volume of the well in the exposed part of the reservoir [USSR Author's Certificate No. 1309645, IPC 6 Е21В 43/27, publ. 03/27/1995].
Первый цикл начинают с закачки кислоты большего объема, вслед закачивают блокирующий состав того же объема, на этом цикл заканчивается. За каждым циклом непрерывно следует другой. Давление закачки с каждым циклом повышают. Последний цикл заканчивают закачкой блокирующего состава при максимально допустимом для эксплуатационной колонны давлении. Каждая порция раствора кислоты вскрывает трещину и поглощается ею, реагирует с породой, увеличивая размеры трещин. Вслед за раствором кислоты закачивают блокирующий состав, который вытесняет из обработанной кислотой трещины в поры пласта раствор прореагировавшей кислоты и полностью заполняет трещину. Следующая порция кислоты поглотится новой трещиной и т.д. Применяемый в качестве блокирующего состава гидрофобно-эмульсионный раствор, содержащий нефть, в процессе освоения скважины легко вымывается из трещин вызываемым притоком нефти.The first cycle begins with the injection of a larger volume of acid, after which the blocking composition of the same volume is pumped, and the cycle ends there. Each cycle is continuously followed by another. The injection pressure is increased with each cycle. The last cycle is completed by the injection of the blocking composition at the maximum permissible pressure for the production casing. Each portion of the acid solution opens the crack and is absorbed by it, reacts with the rock, increasing the size of the cracks. Following the acid solution, a blocking composition is pumped, which displaces the reacted acid solution from the acid-treated cracks into the pores of the formation and completely fills the crack. The next portion of acid will be absorbed by a new crack, etc. The hydrophobic-emulsion solution containing oil, used as a blocking composition, is easily washed out of the cracks in the process of well development due to the influx of oil.
Недостатком известного способа является низкая эффективность для обработки призабойной зоны газового пласта с большим этажом газоносности и с неоднородными коллекторскими свойствами в условиях аномально низких пластовых давлений. В условиях дефицита пластовой энергии применение обычной солянокислотной обработки неэффективно вследствие высокой скорости реакции кислоты с породой, способствующей тому, что в первую очередь подвергаются воздействию одни и те же освоенные и неоднократно обработанные интервалы пласта. Блокирование трещин газоносного пласта составом, содержащим во внешней фазе нефть, приводит к резкому снижению фазовой газопроницаемости пласта, что делает невозможным вынос блокирующего состава при последующем освоении скважины.The disadvantage of this method is the low efficiency for processing the bottom-hole zone of a gas reservoir with a large gas-bearing floor and with heterogeneous reservoir properties under conditions of abnormally low reservoir pressures. In conditions of shortage of reservoir energy, the use of conventional hydrochloric acid treatment is inefficient due to the high rate of reaction of the acid with the rock, which contributes to the fact that the same developed and repeatedly processed intervals of the formation are primarily affected. Blocking the cracks of the gas-bearing formation with a composition containing oil in the external phase leads to a sharp decrease in the phase gas permeability of the formation, which makes it impossible to remove the blocking composition during subsequent development of the well.
Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности обработки газового пласта с большим этажом газоносности и с неоднородными коллекторскими свойствами в условиях аномально низких пластовых давлений.The objective of the invention is to increase the efficiency of processing a gas reservoir with a large gas-bearing floor and with heterogeneous reservoir properties under conditions of abnormally low reservoir pressures.
Поставленная задача решается способом обработки призабойной зоны пласта, включающем циклическую закачку в пласт кислотного раствора и блокирующего состава, в котором кислотный раствор дополнительно содержит поверхностно-активное вещество и стабилизатор ионов железа, в качестве блокирующего состава используют водный гель на основе сшитого полисахарида, объем водного геля составляет 40-70% от объема кислотного раствора, при закачке их диспергируют азотом, обработку завершают закачкой указанного кислотного раствора с продавкой его технической водой и азотом.The problem is solved by a method of treating the bottom-hole zone of the formation, which includes cyclic injection of an acid solution and a blocking composition into the formation, in which the acid solution additionally contains a surfactant and an iron ion stabilizer, using a cross-linked polysaccharide-based aqueous gel, the volume of an aqueous gel is 40-70% of the volume of the acid solution, when injected, they are dispersed with nitrogen, the treatment is completed by the injection of the specified acid solution with the sale of its technical cal water and nitrogen.
Добавка поверхностно-активного вещества (ПАВ) к кислотному раствору способствует гидрофобизации порового пространства, замедлению реакции кислоты с породой, увеличению вязкоупругих неравновесных свойств кислотного раствора. Кислотный раствор содержит стабилизатор ионов железа для предотвращения выпадения соединений железа, образующихся в процессе кислотной обработки, в осадок и необратимой вторичной кольматации пласта. Полученный кислотный раствор, диспергированный при закачке азотом, более равномерно поступает в высоко- и низкопроницаемые пропластки за счет его повышенной проникающей способности, и, как следствие, повышается охват обработки по толщине и глубине пласта. Закачка и вынос полученного газокислотного раствора значительно облегчается. Известно применение диспергированного газом кислотного раствора с добавкой ПАВ для обработки призабойной зоны нефтяного пласта [Патент РФ №2114292, 6 МПК Е21В 43/27, опубл. 27.06.1998]. В предлагаемом способе данные отличительные признаки используются по своему известному назначению.The addition of a surfactant to an acid solution promotes hydrophobization of the pore space, slows down the reaction of the acid with the rock, and increases the viscoelastic nonequilibrium properties of the acid solution. The acid solution contains a stabilizer of iron ions to prevent the precipitation of iron compounds formed during the acid treatment in the sediment and irreversible secondary formation mudding. The resulting acid solution dispersed during nitrogen injection more uniformly enters high- and low-permeability interlayers due to its increased penetrating ability, and, as a result, the treatment coverage increases in thickness and depth of the formation. The injection and removal of the obtained gas-acid solution is greatly facilitated. It is known the use of gas-dispersed acidic solution with the addition of surfactants for treating the bottom-hole zone of an oil reservoir [RF Patent No. 2114292, 6 IPC ЕВВ 43/27, publ. 06/27/1998]. In the proposed method, these distinguishing features are used for their known purpose.
Предлагаемый в качестве блокирующего состава водный гель, основным компонентом которого является сшитый водорастворимый полисахарид, обладает высокой вязкостью и термостабильностью (до 100°С), низкими фильтрационными утечками и потерями давления на трение в трубах, высокой пескоудерживающей способностью. Полисахарид представляет собой галактоманнановую смолу, предпочтительно гуаровую смолу, или производное гуаровой смолы, или производное целлюлозы, сшит боратным, или циркониевым, или титановым сшивающим агентом. Известно использование водных гелей на основе сшитого полисахарида в качестве рабочей жидкости в процессах гидроразрыва пластов [Патент РФ №2256787, 7МПК Е21В 43/26, опубл. 20.07.2005]. В предлагаемом способе при закачке в скважину водный гель на основе сшитого полисахарида диспергируют газообразным агентом (азотом). Диспергированный водный гель на основе сшитого полисахарида в пластовых условиях обладает еще более высокой вязкостью, что позволяет получить наиболее структурированный гель с высоким содержанием газовой фазы, который, не проникая глубоко в обработанные пропластки (поровые каналы, трещины), временно блокирует их от проникновения кислотного раствора последующих циклов закачки, позволяя кислотному раствору в заблокированной части пласта дальше реагировать с породой, проникая вглубь пласта.The aqueous gel proposed as a blocking composition, the main component of which is a crosslinked water-soluble polysaccharide, has high viscosity and thermal stability (up to 100 ° C), low filtration leaks, and friction pressure loss in the pipes, and high sand-holding ability. The polysaccharide is a galactomannan resin, preferably a guar gum, or a guar gum derivative, or a cellulose derivative, crosslinked with a borate or zirconium or titanium crosslinking agent. It is known to use aqueous gels based on a cross-linked polysaccharide as a working fluid in hydraulic fracturing processes [RF Patent No. 2256787, 7MPK E21B 43/26, publ. July 20, 2005]. In the proposed method, when injected into the well, an aqueous gel based on a cross-linked polysaccharide is dispersed with a gaseous agent (nitrogen). A dispersed aqueous gel based on a cross-linked polysaccharide in reservoir conditions has an even higher viscosity, which allows to obtain the most structured gel with a high gas phase content, which, without penetrating deep into the treated interlayers (pore channels, cracks), temporarily blocks them from penetration of the acid solution subsequent injection cycles, allowing the acid solution in the blocked part of the reservoir to further react with the rock, penetrating deeper into the reservoir.
При этом оптимальный объем водного геля составляет 40-70% от объема кислотного раствора. При меньшем объеме водного геля пропласток (поровый канал, трещина) заблокируется не полностью и последующий кислотный раствор поглотится этим же пропластком. Объем водного геля более 70% от кислотного раствора экономически нецелесообразен. Завершают обработку закачкой кислотного раствора с продавкой его технической водой (пресной или минерализованной) и азотом. Закачка азота обеспечивает продвижение вглубь пласта кислотного раствора, а также облегчение последующего выноса ее на дневную поверхность.In this case, the optimal volume of the aqueous gel is 40-70% of the volume of the acid solution. With a smaller volume of the aqueous gel, the interlayers (pore channel, crack) are not completely blocked and the subsequent acid solution is absorbed by the same interlayer. The volume of an aqueous gel of more than 70% of the acid solution is not economically feasible. The treatment is completed by the injection of an acid solution with the sale of it with industrial water (fresh or mineralized) and nitrogen. The injection of nitrogen provides an advance into the formation of the acid solution, as well as facilitating its subsequent removal to the surface.
При проведении поиска патентной и другой научно-технической информации не были выявлены источники, в которых приведены сведения о технических решениях, содержащих отличительные признаки заявляемого способа. Это позволяет сделать вывод о его соответствии критерию "новизна".When conducting a search for patent and other scientific and technical information, sources were not identified that contain information about technical solutions containing the distinguishing features of the proposed method. This allows us to conclude that it meets the criterion of "novelty."
Технический результат от новой совокупности существенных признаков в заявляемом способе заключается как в облегчении самого процесса закачки в скважину реагентов и повышенной проникающей способности в тонкопоровые и мелкотрещиноватые коллекторы за счет капиллярного впитывания кислотного раствора с улучшенными реологическими свойствами, так и в образовании за счет иного, чем в прототипе, агрегатного состояния блокирующего состава в пластовых условиях своеобразной временной пробки в обработанных предварительно кислотным раствором пропластках (поровых каналах, трещинах), препятствующей проникновению кислотного раствора последующих циклов закачки. Кроме того, неглубокое проникновение блокирующего состава в пропластки (поровые каналы, трещины) и высокое содержание газовой фазы в применяемых в способе составах позволяет создать наиболее благоприятные условия как для извлечения загрязняющих жидких и твердых частиц из поровой среды коллектора и блокирующего состава из пропластков (каналов, трещин), так и для эффективного выноса их по стволу скважины при наименьших градиентах давления.The technical result of a new set of essential features in the claimed method consists in both facilitating the very process of pumping reagents into the well and increasing penetration into fine-pore and finely fractured reservoirs due to capillary absorption of an acid solution with improved rheological properties, and also due to formation other than the prototype, the aggregate state of the blocking composition in reservoir conditions of a kind of temporary plug in pre-treated with an acid solution interlayers (pore channels, cracks), preventing the penetration of an acid solution of subsequent injection cycles. In addition, the shallow penetration of the blocking composition into the interlayers (pore channels, cracks) and the high gas phase content in the compositions used in the method allows creating the most favorable conditions for both the extraction of polluting liquid and solid particles from the pore medium of the reservoir and the blocking composition from the layers (channels, cracks), as well as for their effective removal along the wellbore at the lowest pressure gradients.
Сказанное позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого способа обработки призабойной зоны пласта критерию «изобретательский уровень».The foregoing allows us to conclude that the proposed method for processing the bottom-hole formation zone meets the criterion of "inventive step".
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
Для реализации способа в промысловых условиях используют оборудование, обычно применяемое для обработки призабойной зоны пласта газированным кислотным раствором. По результатам исследований скважины определяют работающие интервалы пласта. Расчетным путем определяют необходимое количество кислотного раствора, блокирующего состава, азота и оптимальное количество циклов закачки, необходимое для обработки и вовлечения в работу всего интервала продуктивного пласта. Готовят кислотный раствор, в который добавляют поверхностно-активное вещество (ПАВ) и стабилизатор ионов железа. Для обработки призабойной зоны карбонатного пласта в качестве кислотного раствора традиционно используют растворы соляной, уксусной кислот или смесь указанных кислот. В качестве ПАВ могут быть использованы, например, ОП-10 по ГОСТ 8433-81, Неонол АФ9-12 по ТУ 38.507-63-171-91, Неонол АФ9-6, АФ9-4 по ТУ 38.50724-87. Для стабилизации ионов железа используют комплексообразователи: этилендиаминтетрауксусной кислоты динатриевая соль (Трилон Б), ингибитор солеотложений СНПХ-5312Т, нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ).To implement the method in the field, equipment is used that is usually used to treat the bottom of the formation with a carbonated acid solution. Based on the results of well research, working intervals of the formation are determined. The required amount of acidic solution, blocking composition, nitrogen and the optimal number of injection cycles necessary for processing and involving the entire interval of the productive formation are determined by calculation. An acidic solution is prepared in which a surfactant and an iron ion stabilizer are added. To treat the bottom zone of the carbonate formation, solutions of hydrochloric, acetic acids or a mixture of these acids are traditionally used as an acid solution. As surfactants may be used, e.g., OP-10, GOST 8433-81, Neonol AF 9 TU 38.507-63-171-91 -12, -6 9 Neonol AF, AF 9 -4 TU 38.50724-87. Complexing agents are used to stabilize iron ions: ethylenediaminetetraacetic acid disodium salt (Trilon B), scaling inhibitor SNPCH-5312T, nitrilotrimethylphosphonic acid (NTP).
В отдельной емкости готовят водной гель на основе сшитого полисахарида. В качестве жидкости для получения геля используют пресную, пластовую или минерализованную воду. Расчетное количество полисахарида загружают в емкость и тщательно перемешивают, после чего загружают необходимое количество сшивающего агента. В качестве полисахарида может быть использована гуаровая смола и ее производные, например гидроксипропилгуар (ГПГ), а также производные целлюлозы: карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ), гидроксиметилцеллюлоза (ГМЦ), сшитые с помощью водорастворимых солей переходных металлов - бора, титана или циркония. Гелеобразующая композиция подбирается исходя из конкретных пластовых условий и коллекторских свойств обрабатываемого пласта и может также включать одну или более функциональных добавок, часто добавляемых к сшитым полимерным растворам (деструкторы, регуляторы pH, регуляторы деструкции, термостабилизаторы, ускорители и замедлители процессов сшивки и деструкции).In a separate container, an aqueous gel is prepared based on a cross-linked polysaccharide. As a liquid to obtain a gel using fresh, produced or saline water. The estimated amount of polysaccharide is loaded into a container and mixed thoroughly, after which the required amount of a crosslinking agent is loaded. As a polysaccharide, guar gum and its derivatives can be used, for example, hydroxypropyl guar (HGP), as well as cellulose derivatives: carboxymethyl cellulose (CMC), hydroxyethyl cellulose (HEC), hydroxymethyl cellulose (HMC), crosslinked with water-soluble metal salts or transition salts of transition metals zirconium. The gelling composition is selected based on the specific reservoir conditions and reservoir properties of the treated formation and may also include one or more functional additives, often added to cross-linked polymer solutions (destructors, pH regulators, degradation regulators, thermal stabilizers, accelerators and retarders of crosslinking and destruction processes).
Осуществляют закачку кислотного раствора и одновременно диспергируют в него азот путем подачи его под давлением из азотной установки, например, АГУ-2К. Вслед производят закачку водного геля, диспергированного азотом аналогичным образом. Затем цикл повторяют необходимое число раз. Оптимальный объем водного геля составляет 40-70% от объема кислотного раствора.An acid solution is injected and nitrogen is dispersed into it at the same time by supplying it under pressure from a nitrogen installation, for example, AGU-2K. Subsequently, an aqueous gel dispersed with nitrogen is injected in a similar manner. Then the cycle is repeated as many times as necessary. The optimal volume of the aqueous gel is 40-70% of the volume of the acid solution.
Нагнетание реагентов в скважину осуществляют при максимально допустимом для эксплуатационной колонны давлении и расходе по жидкости до 0,5-1,5 м3/мин при постоянном расходе азота в течение всего процесса закачки.The injection of reagents into the well is carried out at the maximum permissible pressure for the production casing and fluid flow rate up to 0.5-1.5 m 3 / min at a constant nitrogen flow rate during the entire injection process.
Завершают обработку закачкой диспергированного азотом кислотного раствора с последующей продавкой его технической водой и азотом. После выдержки на реакцию скважину осваивают.The treatment is completed by injection of an acid dispersed nitrogen solution followed by its sale with industrial water and nitrogen. After exposure to the reaction, the well is mastered.
Наибольшая результативность достигается при применении способа для обработки призабойной зоны скважин с горизонтальными стволами, в которых эффективность кислотных обработок может быть сведена к нулю из-за поглощения всего обрабатывающего раствора наиболее проницаемыми узкими пропластками, находящимися в начале ствола скважины, не позволяя провести обработку в наиболее удаленных зонах вскрытого ствола горизонтальной скважины.The greatest efficiency is achieved when applying the method for processing the bottom-hole zone of wells with horizontal bores, in which the acid treatment efficiency can be reduced to zero due to the absorption of the entire treatment solution by the most permeable narrow interlayers located at the beginning of the wellbore, not allowing treatment to be carried out at the most remote areas of the opened horizontal wellbore.
Пример. Проведена обработка призабойной зоны карбонатного пласта по предлагаемому способу на действующей скважине №10051 с горизонтальным стволом Оренбургского газоконденсатного месторождения. Скважиной вскрыты карбонатные отложения артинского яруса. Пробуренный забой - 2300 м. В интервале 1750-2300 м открытый ствол. Длина горизонтального ствола составляет 435 м. Пласты артинского яруса представлены пористыми и участками с низкопористыми известняками с пористостью от 6 до 24%. После бурения при освоении скважины была проведена обычная солянокислотная обработка с применением койлтюбинговой установки с гибкой трубой диаметром 38,1 мм с использованием соляной кислоты 22%-ной концентрации в объеме 16 м3. Геофизическими исследованиями от 16.06.05 установлено, что газ поступал из поровых коллекторов интервалов: 1764,5-1772 м; 1780-1781,5 м; 1789-1795 м; 1820,5-1828 м; 1856-1862 м; 1899-1934,5 м; 1954-1985 м; 2062-2088 м и 2179-2244,5 м. Суммарная толщина работающих коллекторов составляла 123,5 м (23,5% от общей вскрытой толщины или 59% от толщины коллекторов порового типа). Дебит скважины составлял 42 тыс.м3/сут.Example. The bottom-hole zone of the carbonate formation was treated by the proposed method in the existing well No. 10051 with a horizontal well of the Orenburg gas condensate field. The carbonate deposits of the Artinskian Stage were discovered by a well. The drilled face is 2300 m. In the interval 1750-2300 m, the open trunk. The length of the horizontal trunk is 435 m. The layers of the Artinsky layer are represented by porous and areas with low-porous limestones with porosity from 6 to 24%. After drilling, during the development of the well, a conventional hydrochloric acid treatment was carried out using a coil tube system with a flexible pipe with a diameter of 38.1 mm using hydrochloric acid of 22% concentration in a volume of 16 m 3 . Geophysical studies from 06.16.05 found that gas came from the pore reservoirs of the intervals: 1764.5-1772 m; 1780-1781.5 m; 1789-1795 m; 1820.5-1828 m; 1856-1862 m; 1899-1934.5 m; 1954-1985 m; 2062-2088 m and 2179-2244.5 m. The total thickness of the working reservoirs was 123.5 m (23.5% of the total uncovered thickness or 59% of the thickness of the pore type reservoirs). The well production rate was 42 thousand m 3 / day.
Для реализации способа приготовили 15%-ный раствор соляной кислоты объемом 100 м3, в который добавили 30 кг ОП-10 (ПАВ) и 100 кг Трилона Б (стабилизатор ионов железа).To implement the method, a 15% hydrochloric acid solution was prepared with a volume of 100 m 3 , to which 30 kg of OP-10 (surfactant) and 100 kg of Trilon B (iron ion stabilizer) were added.
Для приготовления водного геля на основе полисахаридов применили комплекс гелирующий "Химеко-В" ТУ 2499-038-17197708-98, разработанный АО «ХИМЕКО-ГАНГ» совместно с РМНТК «Нефтеотдача». В состав комплекса гелирующего "Химеко-В" входят гелеобразователь на основе гидроксипропилгуара - ГПГ-3 (ТУ 2499-072-17197708-03), боратный сшиватель - БС-1 (ТУ 2499-069-17197708-03), деструктор ХВ (ТУ 2499-074-17197708-03) и регулятор деструкции (ТУ 2499-070-17197708-03). В 40 м3 технической воды растворили 110 кг гелеобразователя, 7 кг деструктора и влили 12 л регулятора деструкции, 100 л боратного сшивателя.To prepare an aqueous gel based on polysaccharides, the Himeko-V gel complex TU 2499-038-17197708-98, developed by HIMEKO-GANG JSC in conjunction with RMNTK Nefteotdacha, was used. The Himeko-V gelling complex includes a hydroxypropyl guar-based gelling agent - GPG-3 (TU 2499-072-17197708-03), a borate stapler - BS-1 (TU 2499-069-17197708-03), and a HV destructor (TU 2499-074-17197708-03) and a destruction regulator (TU 2499-070-17197708-03). In 40 m 3 of industrial water, 110 kg of gelling agent, 7 kg of destructor were dissolved and 12 l of degradation regulator, 100 l of borate crosslinker were poured.
Обработка по предлагаемому способу включала последовательную закачку кислотного раствора, содержащего ПАВ и стабилизатор ионов железа, и водного геля на основе сшитого полисахарида, которые в течение всего времени закачки диспергировали азотом. Объем водного геля при каждой закачке составлял 60% от объема закачанного кислотного раствора. Завершили обработку закачкой указанного кислотного раствора и продавкой его в пласт рапой и азотом. После выдержки на реакцию в течение 4 часов скважину освоили. Скорость закачки приготовленных растворов от 0,9 до 1,5 м3/мин, давление закачки кислотного раствора составляло 15,1-19,9 МПа, а водного геля - 11,1-14,6 МПа. Подача азота осуществлялась отечественной азотной установкой АГУ-2К с постоянным расходом азота 7,6 м3/мин.The treatment according to the proposed method included sequential injection of an acid solution containing a surfactant and an iron ion stabilizer, and an aqueous gel based on a cross-linked polysaccharide, which were dispersed with nitrogen during the entire injection time. The volume of the aqueous gel at each injection was 60% of the volume of the injected acid solution. Processing was completed by injecting the indicated acid solution and selling it into the reservoir with brine and nitrogen. After exposure to the reaction for 4 hours, the well was mastered. The injection rate of the prepared solutions is from 0.9 to 1.5 m 3 / min, the injection pressure of the acid solution was 15.1-19.9 MPa, and the aqueous gel was 11.1-14.6 MPa. Nitrogen was supplied by the domestic nitrogen unit AGU-2K with a constant nitrogen flow rate of 7.6 m 3 / min.
Процесс закачки осуществили путем последовательной закачки реагентов:The injection process was carried out by sequential injection of reagents:
- 33,3 м3 кислотного раствора, диспергированного азотом (273,6 м3), давление закачки 15,1 МПа;- 33.3 m 3 of an acid solution dispersed with nitrogen (273.6 m 3 ), injection pressure 15.1 MPa;
- 20 м3 водного геля, диспергированного азотом (68,4 м3), давление закачки 11,1 МПа;- 20 m 3 of an aqueous gel dispersed with nitrogen (68.4 m 3 ), injection pressure 11.1 MPa;
- 33,3 м3 кислотного раствора, диспергированного азотом (288,8 м3), давление закачки 19,9 МПа;- 33.3 m 3 of an acid solution dispersed with nitrogen (288.8 m 3 ), injection pressure 19.9 MPa;
- 20 м3 водного геля, диспергированного азотом (91,2 м3), давление закачки 14,6 МПа;- 20 m 3 of an aqueous gel dispersed with nitrogen (91.2 m 3 ), injection pressure 14.6 MPa;
- 33,3 м3 кислотного раствора, диспергированного азотом (159,6 м3), давление закачки 15,1 МПа;- 33.3 m 3 of an acid solution dispersed with nitrogen (159.6 m 3 ), injection pressure 15.1 MPa;
- 2 м3 рапы (давление 15,1 МПа);- 2 m 3 brine (pressure 15.1 MPa);
- 4,1 тыс.м3 азота.- 4.1 thousand m 3 of nitrogen.
В результате обработки удалось увеличить работающую толщину пластов. По данным от 12.08.05 после обработки отмечается подключение к работе коллекторов интервалов: 2005-2021 м и 2172,5-2244,5 м. Суммарная толщина коллекторов составила 169 м (31,6% от общей вскрытой толщины или 81,1% от толщины коллекторов порового типа). Дебит скважины повысился до 75 тыс.м3/сут. Дополнительная добыча газа составила 9,06 млн.м3, конденсата - 161 тонна.As a result of processing, it was possible to increase the working thickness of the layers. According to the data from 08/12/05, after processing, the connection to the work of the collectors of the intervals: 2005-2021 m and 2172.5-2244.5 m is noted. The total thickness of the collectors was 169 m (31.6% of the total uncovered thickness or 81.1% of pore-type reservoir thicknesses). The flow rate of the well increased to 75 thousand m 3 / day. Additional gas production amounted to 9.06 million m 3 , condensate - 161 tons.
Аналогичным образом были проведены обработки призабойной зоны пласта по предлагаемому способу на 30 скважинах. Успешность обработок при этом составила 100%, продолжительность эффекта составила от 2-3 и более лет.Similarly, treatments were conducted near the bottom of the formation according to the proposed method in 30 wells. The success of the treatments was 100%, the duration of the effect ranged from 2-3 or more years.
Таким образом, использование предлагаемого изобретения позволяет подключить к работе неосвоенные пропластки продуктивного пласта, ранее не участвующие в формировании дебита скважины, более полно и качественно обработать поверхность каналов и трещин в пористой среде, быстро и интенсивно освоить скважину за счет наличия большого содержания газовой фазы в применяемых в способе обрабатывающем растворе и блокирующем составе, повысить производительность скважины и эффективность обработки в целом.Thus, the use of the present invention allows you to connect to the work of undeveloped interlayers of the reservoir, previously not involved in the formation of the flow rate of the well, more fully and efficiently treat the surface of the channels and cracks in the porous medium, quickly and intensively master the well due to the presence of a large gas phase content in the applied in the method of processing solution and blocking composition, to increase well productivity and processing efficiency in general.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007138689/03A RU2368769C2 (en) | 2007-10-17 | 2007-10-17 | Bottom-hole formation zone treatment method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007138689/03A RU2368769C2 (en) | 2007-10-17 | 2007-10-17 | Bottom-hole formation zone treatment method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007138689A RU2007138689A (en) | 2009-04-27 |
| RU2368769C2 true RU2368769C2 (en) | 2009-09-27 |
Family
ID=41018469
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007138689/03A RU2368769C2 (en) | 2007-10-17 | 2007-10-17 | Bottom-hole formation zone treatment method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2368769C2 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102022105A (en) * | 2010-10-21 | 2011-04-20 | 中国石油化工股份有限公司 | Large composite acid fracturing method of fracture cave type carbonate rock reservoir |
| RU2451169C1 (en) * | 2011-05-05 | 2012-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Method of formation face zone development |
| RU2467164C2 (en) * | 2010-06-01 | 2012-11-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Method of bottom hole formation zone processing |
| RU2473585C2 (en) * | 2009-12-11 | 2013-01-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Viscoelastic liquids containing hydroxyethyl cellulose |
| RU2475638C1 (en) * | 2011-08-12 | 2013-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Development method of bottom-hole zone of terrigenous oil formation |
| RU2824108C1 (en) * | 2024-01-29 | 2024-08-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for increasing oil recovery of high-viscosity oil of carbonate reservoir |
-
2007
- 2007-10-17 RU RU2007138689/03A patent/RU2368769C2/en active
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2473585C2 (en) * | 2009-12-11 | 2013-01-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Viscoelastic liquids containing hydroxyethyl cellulose |
| RU2467164C2 (en) * | 2010-06-01 | 2012-11-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Method of bottom hole formation zone processing |
| CN102022105A (en) * | 2010-10-21 | 2011-04-20 | 中国石油化工股份有限公司 | Large composite acid fracturing method of fracture cave type carbonate rock reservoir |
| CN102022105B (en) * | 2010-10-21 | 2014-02-26 | 中国石油化工股份有限公司 | Large composite acid fracturing method of fracture cave type carbonate rock reservoir |
| RU2451169C1 (en) * | 2011-05-05 | 2012-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Method of formation face zone development |
| RU2475638C1 (en) * | 2011-08-12 | 2013-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Development method of bottom-hole zone of terrigenous oil formation |
| RU2824108C1 (en) * | 2024-01-29 | 2024-08-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for increasing oil recovery of high-viscosity oil of carbonate reservoir |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2007138689A (en) | 2009-04-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9738824B2 (en) | Tight gas stimulation by in-situ nitrogen generation | |
| US10954432B2 (en) | On the fly mixing of acids and diversion fluids with water-soluble retarding agents | |
| CA2964875C (en) | Aldehydes as a catalyst for an oxidative breaker | |
| US2094479A (en) | Treatment of wells | |
| US10442986B2 (en) | Determining residual friction reducer concentrations for subterranean treatment fluids | |
| US2059459A (en) | Method of treating wells with acids | |
| US10442978B2 (en) | Compositions and methods for enhanced fracture cleanup using redox treatment | |
| US11692128B2 (en) | Diversion acid containing a water-soluble retarding agent and methods of making and using | |
| RU2368769C2 (en) | Bottom-hole formation zone treatment method | |
| WO2017074462A1 (en) | Peroxide containing formation conditioning and pressure generating composition and method | |
| US10093847B2 (en) | Dual breaker system for reducing formation damage during fracturing | |
| US10392911B1 (en) | In-situ carbon dioxide generation for heavy oil recovery method | |
| RU2540767C1 (en) | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header | |
| CA3010397A1 (en) | Exothermic reactants for use in subterranean formation treatment fluids | |
| US20210095187A1 (en) | Gas Generating Compositions And Uses | |
| RU2780194C1 (en) | Method for intensifying oil production from a reservoir | |
| RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
| SU1710698A1 (en) | Method of water isolation in carbonate and carbonized formations | |
| RU2172824C1 (en) | Method of treatment and demudding of bottom-hole zone of development wells | |
| RU2102589C1 (en) | Method for thermochemical treatment of bottom-hole zone of bed and well | |
| RU2156356C1 (en) | Method of oil formation hydraulic fracturing | |
| RU2382188C1 (en) | Method for recovery of reservoir natural properties, impaired during its opening with boring | |
| RU2316646C2 (en) | Method to stimulate hydrocarbon inflow from well characterized by abnormally high reservoir pressure | |
| UA137217U (en) | METHOD OF ACTION ON THE PRODUCTIVE LAYER INHOMOGENEOUS BY PERMEABILITY AND SATURATION | |
| RU2160827C1 (en) | Method of formation reopening |