RU2417309C1 - Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта - Google Patents
Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2417309C1 RU2417309C1 RU2009146395/03A RU2009146395A RU2417309C1 RU 2417309 C1 RU2417309 C1 RU 2417309C1 RU 2009146395/03 A RU2009146395/03 A RU 2009146395/03A RU 2009146395 A RU2009146395 A RU 2009146395A RU 2417309 C1 RU2417309 C1 RU 2417309C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- hydrochloric
- solution
- reservoir
- well
- Prior art date
Links
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта с поровым и трещинно-поровым коллекторами терригенного состава с глинисто-карбонатным цементом. Технический результат - увеличение глубины проникновения кислотного раствора в пласт. Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта включает закачку раствора, содержащего, мас.%: соляную кислоту 10,5-12,7, муравьиную кислоту 12,2-15,8, аскорбиновую кислоту 0,5, воду 71,0-76,8, с технологической выдержкой в течение 17-22 ч, освоение скважины по колонне насосно-компрессорных труб НКТ, закачку фтористоводородного раствора, состоящего из смеси соляной и плавиковой кислот, с технологической выдержкой в течение 4-6 ч, освоение скважины по НКТ до расчетной продуктивности. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта (ПЗП) с поровым и трещинно-поровым коллекторами терригенного состава с глинисто-карбонатным цементом.
Известен способ увеличения притока нефти и газа, основанный на закачке в продуктивные пласты водных растворов соляной кислоты или смеси соляной с плавиковой кислотой и др. (Д.И.Булатов, Ю.Д.Качмар и др. Освоение скважин. 1999, с.342-343).
Недостатком этого способа является слабое проникновение кислотного раствора в пласт. Данный способ может использоваться только при простых кислотных обработках.
Наиболее близким к предлагаемому способу является способ обработки призабойной зоны терригенного пласта, когда повышение эффективности обработки призабойной зоны достигается за счет продавки нефтью на забой скважины раствора соляной кислоты, установки кислотной ванны и продавки соляной кислоты в призабойную зону пласта (ПЗП) без технологической выдержки, освоения пласта по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), закачки в ПЗП фтористоводородного раствора, состоящего из смеси соляной и плавиковой кислот с добавками ПАВ, выдержки 1-2 ч, освоении скважины по НКТ до расчетной продуктивности (Патент РФ 2278967, МПК 7 E21B 43/27. Заявл. 28.07.05. Опубл. 27.06.06. ОАО “Татнефть” Н.Г.Ибрагимов и др.).
Недостатком этого способа является низкая проникающая способность кислотного состава в пласт и ограниченное время выдержки кислоты в ПЗП. Данный способ пригоден к использованию преимущественно на нефтяных скважинах.
Задача, на решение которой направлено изобретение, - повышение проницаемости призабойной зоны скважины.
Технический результат - увеличение глубины проникновения кислотного раствора в пласт.
Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе обработки призабойной зоны терригенного пласта, включающем продавку раствора соляной кислоты на забой скважины, установку кислотной ванны и продавку соляной кислоты в ПЗП, без технологической выдержки, освоение пласта по колонне НКТ, закачку в ПЗП фтористоводородного раствора, состоящего из смеси соляной и плавиковой кислот с добавками ПАВ, выдержку 1-2 ч, освоение скважины по НКТ до расчетной продуктивности, в отличие от прототипа в ПЗП скважины продавливают раствор, состоящий из смеси соляной, муравьиной и аскорбиновой кислот при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота (HCl) | 10,5-12,7 |
Муравьиная кислота (HCOOH) | 12,2-15,8 |
Аскорбиновая кислота (C6H8O6) | 0,5-0,5 |
Вода | 76,8-71,0, |
С технологической выдержкой от 17 до 22 ч, освоение пласта по НКТ, закачка в ПЗП фтористоводородного раствора, состоящего из смеси соляной и плавиковой кислот при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота (HCl) | 10,5-12,7 |
Плавиковая кислота (HF) | 3,0-5,1 |
Вода | 86,5-92,2 |
с выдержкой от 4 до 6 ч, освоение скважины по НКТ до расчетной продуктивности.
Для выполнения технологии могут быть использованы следующие кислоты:
- кислота соляная, ингибированная по ТУ 2122-131-05807960-97, ТУ 39-05765670 - ОП - 212-95, ТУ 6-01-04689381-85-92, ТУ 6-01-04689381-85-92,
- кислота муравьиная техническая по ГОСТ 1706-78,
- кислота аскорбиновая по регистрационному номеру Р.73.941.12; Р.75.850.4,
- кислота плавиковая (фтористоводородная) по ТУ 6-01-14-78-91, ТУ 6-08-397-77.
Способ осуществляют следующим образом. В скважину спускают НКТ на 5-6 м выше интервала перфорации, с помощью цементировочного агрегата приготавливают кислотный раствор для закачки в пласт. Для этого в воду вводят расчетное количество соляной, муравьиной и аскорбиновой кислот и перемешивают. Затем при помощи насосных агрегатов осуществляют продавку в пласт расчетного объема кислотного раствора дизельным топливом или газоконденсатом в количестве 1,0-5,0 м3 на 1 м перфорированной толщины. Выдержка кислотного раствора для реагирования составляет от 17 до 22 ч, далее скважину осваивают для извлечения из пласта всего объема кислотного раствора, продуктов реакции и частиц загрязнений. Затем в пласт продавливают расчетный объем фтористоводородного раствора, состоящего из смеси соляной и плавиковой кислот, с выдержкой от 4 до 6 ч, осваивают скважину по НКТ, проводят промысловые геофизические исследования, определяют ее продуктивность и вводят ее в эксплуатацию.
Новая совокупность заявляемых существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно за счет целенаправленных физико-химических воздействий химреагентами различной функциональной назначенности с последующим освоением скважины для извлечения продуктов реакции и получения промышленного дебита.
Предложенный раствор, состоящий из смеси соляной, муравьиной и аскорбиновой кислот, обладает высокопроникающими способностями и обладает замедленным воздействием на продуктивный пласт из-за присутствия в его составе муравьиной кислоты самой сильной в ряду карбоновых кислот (в 10 раз сильнее, чем уксусная кислота), аскорбиновая кислота усиливает действие соляной кислоты.
В качестве модели пластов, обрабатываемых данным кислотным раствором, использован керн валанжинских отложений, представленный терригенными поровыми коллекторами. Отбирались образцы песчаников диаметром 3,0 см и длиной 3,0 см. Образцы керна предварительно экстрагировались, в них моделировалась начальная нефтенасыщенность и определялись коллекторские свойства. Устанавливали образец керна в кернодержатель установки, где моделировались пластовые условия. Для нижнемеловых отложений Уренгойского месторождения пластовая температура плюс 80°C, эффективное давление - 30 МПа. После прокачки через керн трех объемов керосина определялась проницаемость по керосину. Закачку кислотного раствора проводили со стороны противоположной фильтрации керосина, который выдерживали в образце до момента окончания химической реакции с породой в течение 17-22 ч. Процесс освоения скважины моделируется закачкой керосина при давлении, равном депрессии, прикладываемой к пласту, равной 9,0 МПа. После очистки порового пространства от остатков кислотного раствора и осадков химической реакции определяли проницаемость по керосину. С целью растворения глинистой составляющей цемента пород-коллекторов в образец закачивали фтористоводородный раствор, состоящий из смеси соляной и плавиковой кислоты с выдержкой от 4 до 6 ч. После окончания выдержки раствора моделировали процесс освоения скважины при депрессии 9 МПа, очищали поровое пространство от остатков раствора и химических осадков и определяли проницаемость по керосину.
Результаты по закачке кислотных составов в образцы керна приведены в таблице. Из полученных результатов экспериментов следует вывод, что раствор, состоящий из соляной, муравьиной и аскорбиновой кислот, которым проводят предварительную обработку образцов восстанавливает проницаемость на 80,0%-97,4%, так как в данном растворе растворяются карбонаты и железосодержащие минералы. Окончательная обработка фтористоводородным раствором позволяет увеличить проницаемость до 116,0% за счет растворения глинистой составляющей породы-коллектора. В связи с тем, что заявляемый состав является медленнодействующим, решающее значение при обработке ПЗП имеет время выдержки раствора на реагирование 17-22 ч и окончательное время выдержки фтористоводородного состава 4-6 ч.
Claims (1)
- Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта включает закачку раствора, состоящего из смеси соляной, муравьиной и аскорбиновой кислот, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота (HCl) 10,5-12,7 Муравьиная кислота (НСООН) 12,2-15,8 Аскорбиновая кислота (С6Н8О6) 0,5 Вода 71,0-76,8,
с технологической выдержкой в течение 17-22 ч, освоение скважины по колонне насосно-компрессорных труб НКТ, закачку фтористоводородного раствора, состоящего из смеси соляной и плавиковой кислот, с технологической выдержкой в течение 4-6 ч, освоение скважины по НКТ до расчетной продуктивности.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009146395/03A RU2417309C1 (ru) | 2009-12-14 | 2009-12-14 | Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009146395/03A RU2417309C1 (ru) | 2009-12-14 | 2009-12-14 | Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2417309C1 true RU2417309C1 (ru) | 2011-04-27 |
Family
ID=44731619
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009146395/03A RU2417309C1 (ru) | 2009-12-14 | 2009-12-14 | Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2417309C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2475638C1 (ru) * | 2011-08-12 | 2013-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Способ обработки призабойной зоны терригенного нефтяного пласта |
RU2641044C1 (ru) * | 2017-01-09 | 2018-01-15 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
-
2009
- 2009-12-14 RU RU2009146395/03A patent/RU2417309C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2475638C1 (ru) * | 2011-08-12 | 2013-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Способ обработки призабойной зоны терригенного нефтяного пласта |
RU2641044C1 (ru) * | 2017-01-09 | 2018-01-15 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US3441085A (en) | Method for acid treating carbonate formations | |
US11156070B2 (en) | Methods for delivering in-situ generated acids for stimulation of downhole structures | |
RU2014134812A (ru) | Способ повышения эффективности операции гидравлического разрыва | |
RU2467164C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
WO2012012439A1 (en) | Hydraulic fracturing of subterranean formations | |
Van Hong et al. | A comparative study of different acids used for sandstone acid stimulation: a literature review | |
US20170292375A1 (en) | Surfactant selection methods for wetting alteration in subterranean formations | |
US9334721B2 (en) | Method of using a non-acidic stimulation fluid in high temperature sandstone formations | |
RU2417309C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта | |
RU2475638C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны терригенного нефтяного пласта | |
RU2368769C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
WO2015175318A1 (en) | Method for enhancing acidizing treatment of a formation having a high bottom hole temperature | |
RU2652047C1 (ru) | Сухокислотный состав для обработки призабойной зоны скважин и удаления солеотложений | |
CN105370260A (zh) | 一种适用于碳酸盐岩储层的自生盐酸酸化方法 | |
RU2451160C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором | |
RU2451175C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта (варианты) | |
US20150065399A1 (en) | Methods and Compositions for Enhanced Acid Stimulation of Carbonate and Sand Stone Formations | |
US20090209439A1 (en) | Acidizing treatment compositions and methods | |
RU2278967C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта | |
RU2451176C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
RU2757456C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой | |
US11597871B1 (en) | Aqueous well treatment composition and method for treating a sandstone formation | |
RU2819869C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтедобывающей и нагнетательной скважины | |
EA030395B1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны неоднородного пласта | |
RU2425971C1 (ru) | Способ глинокислотной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20121215 |