RU2442888C1 - Способ кислотной обработки пласта - Google Patents
Способ кислотной обработки пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2442888C1 RU2442888C1 RU2010132905/03A RU2010132905A RU2442888C1 RU 2442888 C1 RU2442888 C1 RU 2442888C1 RU 2010132905/03 A RU2010132905/03 A RU 2010132905/03A RU 2010132905 A RU2010132905 A RU 2010132905A RU 2442888 C1 RU2442888 C1 RU 2442888C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrochloric acid
- oil
- zone
- solution
- gas
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности способа за счет увеличения прочности изоляционного экрана при низких затратах на его создание, увеличение охвата обработкой по глубине и толщине пласта, а также упрощение процесса обработки. Способ кислотной обработки пласта включает выделение в обрабатываемом пласте зон различной проницаемости, закачку порции раствора соляной кислоты в зону более высокой проницаемости, последующую продавку в эту же зону вязкой жидкости на основе нефти порцией раствора соляной кислоты с поверхностно-активным веществом ПАВ, продавку раствора соляной кислоты с ПАВ скважинной жидкостью в циклическом режиме в зону менее высокой проницаемости и вынос отреагировавшей соляной кислоты из скважины на последнем цикле, при этом концентрацию раствора соляной кислоты на каждом этапе ее применения уменьшают. 16 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 пр., 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при кислотной обработке нефтяного пласта добывающих и/или нагнетательных скважин.
Известен способ кислотной обработки пласта путем закачки в призабойную зону соляной или плавиковой кислот для растворения содержащихся в породе карбонатов или силикатов и увеличения проницаемости упомянутой зоны [1].
Основным недостатком известного способа является невозможность селективной обработки пород призабойной зоны. В результате такой обработки происходит дальнейшее расширение лишь высокопроницаемых зон пласта за счет интенсивного растворения карбонатов и силикатов, в то время как низкопроницаемые зоны пласта с высоким гидравлическим сопротивлением остаются малоохваченными или совсем неохваченными.
Общим недостатком известных способов является также и то, что обработка низкопроницаемых зон пласта с высоким гидравлическим сопротивлением после изоляции высокопроницаемых зон требует создания в скважине высокого давления при закачке кислоты в низкопроницаемую зону, по меньшей мере, на первом этапе. Это давление действует разрушительно на только что изолированную высокопроницаемую зону. Применение прочных твердеющих изоляционных материалов типа цементных растворов ведет лишь к перерасходу этих дорогостоящих материалов и зачастую оказывает необратимо неблагоприятное влияние и на низкопроницаемые зоны, смежные с высокопроницаемыми, выводя из оборота, что крайне нежелательно. В итоге оказывается, что надежных технологий по этому вопросу крайне мало.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет увеличения надежности изоляционного экрана при низких затратах на его создание, увеличение охвата обработкой по глубине и толщине пласта, а также упрощение процесса обработки.
Необходимый технический результат достигается тем, что способ кислотной обработки пласта включает выделение в обрабатываемом пласте зон различной проницаемости, закачку порции раствора соляной кислоты в зону более высокой проницаемости, последующую продавку в эту же зону вязкой жидкости на основе нефти порцией раствора соляной кислоты с поверхностно-активным веществом - ПАВ, продавку раствора соляной кислоты с ПАВ скважинной жидкостью в циклическом режиме в интервал менее высокой проницаемости и вынос отреагировавшей соляной кислоты из скважины на последнем цикле, при этом концентрацию раствора соляной кислоты на каждом этапе ее применения уменьшают.
Кроме того:
порцию раствора соляной кислоты для интервала менее высокой проницаемости насыщают газом;
скважинную жидкость для продавки порции раствора соляной кислоты в интервал менее высокой проницаемости насыщают газом;
порцию раствора соляной кислоты и скважинную жидкость для продавки в интервал менее высокой проницаемости насыщают газом;
вязкую жидкость на основе нефти насыщают газом;
вязкую жидкость на основе нефти, порцию раствора соляной кислоты и скважинную жидкость для продавки в интервал менее высокой проницаемости насыщают газом;
в качестве газа применяют азот, или фреон, или гелий;
в качестве вязкой жидкости применяют углеводородную жидкость с добавлением «Гидрофобизатора АБР», или «Ингибитора коррозии-эмульгатора Нефтехимеко-1», или обратной эмульсии на их основе;
соляную кислоту и/или скважинную жидкость насыщают газом до концентрации 120-155 м3/м3;
вязкую жидкость на основе нефти насыщают газом до концентрации 90-105 м3/м3;
циклический режим принимают импульсным;
порцию раствора соляной кислоты для зоны более высокой проницаемости принимают с концентрацией не менее 12%;
в порцию раствора соляной кислоты для интервала менее высокой проницаемости добавляют замедлитель реакции;
в качестве нефти применяют товарную нефть;
в качестве нефти применяют сырую нефть;
в качестве нефти применяют нефть данного пласта;
в качестве нефти применяют нефть другой залежи;
в качестве ПАВ используют, например, «Нефтенол К» марки «НК-ФД» с концентрацией 2-4%, или Нефтенол Н3Б, или эмульгатор эмультал, или «ДОН-96».
Сущность изобретения заключается в том, что при взаимодействии раствора соляной кислоты с вязкой жидкостью на основе нефти происходит образование осадков и эмульсий в объеме, обеспечивающем возможность дополнительной изоляции высокопроницаемой зоны на уже имеющемся «каркасе» из вязкой жидкости. Это позволяет в значительной степени повысить надежность изоляции высокопроницаемой зоны.
В соответствии с изобретением предварительно насыщают высокопроницаемую зону соляной кислотой, чем обеспечивают условия образования осадков и эмульсий в этой зоне при последующей продавке в эту зону вязкой жидкости на основе нефти. Множественность контакта вязкой жидкости с соляной кислотой обеспечивают не только предварительной обработкой высокопроницаемой зоны соляной кислотой, но и продавкой вязкой жидкости в высокопроницаемую зону соляной кислотой. Это обеспечивает эффективное образование осадков и эмульсий и возможность передачи на изолированную зону значительных гидравлических нагрузок при последующей кислотной обработке низкопроницаемой зоны. Особенностью кислотной обработки низкопроницаемой зоны по настоящему изобретению является циклический (нестационарный) режим продавки в нее кислоты. Именно при этом режиме обеспечивают необходимый охват низкопроницаемой зоны по толщине и глубине обрабатываемой зоны. При этом отмечается, что чем характернее выражена цикличность (нестационарность) режима продавки кислоты, тем сильнее ожидаемый результат, тем в большем объеме подвергается обработке матрица низкопроницаемой зоны. Цикличность может быть выражена, например, различными соотношениями времен и/или расходов кислоты при ее продавке (репрессии) в низкопроницаемую зону и обратной отдаче этой кислоты при сниженном давлении (депрессии) этой же низкопроницаемой зоной. Время продавки кислоты - повышения давления (репрессии) быть меньше времени ее отдачи - снижения давления (депрессии) и наоборот. Необходимое количество циклов репрессии и депрессии принимают (по результату обработки) от нескольких раз до десятков раз. Важно, чтобы циклы не повторялись сверх допустимого множества и не развивались привычные пути фильтрации с увеличением размеров одних и тех же каналов фильтрации. Поэтому, например, после 2-3 одинаковых циклов последующие циклы задают случайными, в которых сочетания продолжительностей смежных операций задают случайным законом. Для этого случайно изменяют либо давление, либо расход, либо время продавки (репрессии) или депрессии. При этом выполняют условие обеспечения непрерывного движения кислоты в низкопроницаемой зоне - динамический режим. Отмечено, что статический режим обработки с выдержкой кислоты в обрабатываемой зоне в течение заданного времени имеет значительно меньшую эффективность. При этом лучших результатов достигают при возврате кислоты из пласта, чем при оставлении кислоты в пласте. С оставлением кислоты могут образовываться в пласте побочные продукты.
В качестве вязкой жидкости могут быть использованы вязкие нефти, нефтяные эмульсии, гели на нефтяной основе.
Например, в зависимости от приемистости скважины в качестве вязкой жидкости может быть использован углеводородный раствор «Гидрофобизатора АБР» (в летнее время), или «Ингибитора коррозии-эмульгатора Нефтехимеко-1» (в зимнее время), или обратной эмульсии на их основе. Дисперсной фазой служит эмульгированная вода с заданной минерализацией.
«Гидрофобизатор АБР, марка 40», ТУ 2483-081-17197708-2003 представляет собой углеводородный раствор продуктов конденсации таллового масла и олеиновой кислоты с полиэтиленполиамином и используется в виде раствора в керосине, дизельном топливе, полиалкилбензолах, олефинах и полиолефинах и их смесях.
«Ингибитор коррозии - эмульгатор «НЕФТЕХИМеко-1, марка 40», ТУ 2483-022-17197708-94 - нефтерастворимый ПАВ широкого спектра действия.
В рамках данного изобретения вязкая жидкость - это:
- 5% раствор ПАВ - «Гидрофобизатора АБР» (в летнее время) или «Ингибитора коррозии-эмульгатора Нефтехимеко-1» (в зимнее время) в нефти, объем приготавливаемого раствора определяется из расчета 3-4 м3 на один метр перфорированной мощности пласта, но не менее 10 м3 и не более 80 м3 на одну операцию;
- если приемистость скважины превышает 300 м3/сутки, то из 5% раствора ПАВ приготавливают обратную эмульсию из расчета 4-6 м3 обратной эмульсии на один метр перфорированной мощности пласта, но не менее 20 м3 и не более 80 м3 на одну операцию.
Полученную вязкую жидкость - 5% раствор ПАВ - «Гидрофобизатор АБР» на основе дизельного топлива дополнительно исследовали в рамках данного изобретения. Было выявлено наличие его высоких тампонирующих «пакерующих» свойств, что особенно важно для каналов высокой проницаемости.
Более того, было установлено, что при взаимодействии раствора соляной кислоты с вязкой жидкостью на основе нефти происходит образование осадков и эмульсий в объеме, обеспечивающем возможность дополнительной изоляции высокопроницаемой зоны на уже имеющемся «каркасе» из вязкой жидкости. Это позволяет в значительной степени повысить надежность изоляции высокопроницаемой зоны.
В лаборатории моделирования пластовых процессов института промысловой химии при РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина были проведены фильтрационные эксперименты на установке высокого давления и температуры.
Установка обеспечивает проведение фильтрационных экспериментов на насыпных моделях пористых сред и образцах кернов при температурах до 150°С и давлении до 20,0 МПа. При необходимости используется система противодавления, обеспечивающая максимальный уровень давления 7,0 МПа. При работе с образцами кернов давление обжима может достигать 50,0 МПа.
Основными функциональными частями установки являются термостатируемая насыпная модель пласта и кернодержатель для опытов с использованием образцов кернов. При этом в зависимости от типа исследований возможно использование кернодержателя для составных кернов длиной до 30 см (исследование гидродинамических характеристик пористой среды), либо кернодержателя для одного образца керна (исследование составов для кислотной обработки, буровых растворов, жидкостей глушения).
В проведенных фильтрационных экспериментах использовали вязкую жидкость, приготовленную на дизельном топливе (ρ20°С нефти=820 кг/м3), а также 12%-ная ингибированная соляная кислота с добавкой 4 об.% многофункционального поверхностно-активного вещества (ПАВ) «Нефтенола К» (марка НК-ФД), модель пластовой воды хлоркальциевого типа.
«Нефтенол К» марки «НК-ФД» (ТУ 2483-065-17197708-2002) представляет собой многофункциональное ПАВ на основе многокомпонентной смеси анионных и катионных поверхностно-активных веществ разного химического строения с модифицированными добавками полимеров - загустителей соляной кислоты, который используют как добавку к соляной кислоте при обработках скважин.
Вязкая жидкость на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н» (ТУ 2481-053-17197708-00) также может быть применена при реализации данного изобретения. В состав комплекса гелирующего «Химеко-Н» входят:
гелеобразователь комплекса «Химеко-Н» - органические ортофосфорные эфиры, жидкость от светло-желтого до коричневого цвета;
активатор комплекса «Химеко-Н» - соединение трехвалентного железа, жидкость красно-коричневого цвета.
Обычно углеводородный гель получают растворением в углеводороде упомянутого комплекса гелирующего - гелеобразователя и активатора. В результате взаимодействия между гелеобразователем и активатором образуются железные соли органических ортофосфорных эфиров, которые создают в углеводороде ассоциированные комплексы большой молекулярной массы. Наличием этих комплексов объясняется образование углеводородного геля со свойствами, необходимыми, например, при изоляции высокопроницаемых зон пласта. Для этой же цели может быть использована инвертная эмульсия, приготовленная на основе эмульгатора Нефтенол НЗ (ТУ 2483-007-17197708-97) - углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой, а также смоляных кислот.
Целью экспериментов являлась оценка влияния кислотной обработки на тампонирующие свойства используемых реагентов. Для соблюдения чистоты эксперимента фильтрационные исследования проводились с использованием пористой среды, моделирующей условия терригенного коллектора, для исключения негативного влияния взаимодействия карбонатного коллектора с соляной кислотой.
В таблице 1 приведены параметры модели, используемые агенты и конечный результат.
| Таблица 1 | |||
| Эксперимент | Вязкая жидкость, АБР | Углеводородный гель | Эмульсия, нефтенол НЗ |
| Длина модели, см | 36,7 | 36,6 | 48,7 |
| Диаметр модели, см | 2,45 | 2,45 | 7,5 |
| Начальная проницаемость по воде, мкм2 | 0,512 | 0,491 | 0,584 |
| Температура эксперимента, °С | 60 | 60 | 60 |
| Концентрация закачиваемого раствора реагента АБР, % | 2,5 | ||
| Гелеобразователь «Химеко-Н», л/м3 | 16 | ||
| Активатор «Химеко-Н», л/м3 | 18,0 | ||
| Нефтенол НЗ, % | 4 | ||
| CaCl2 (32%), % | 3 | ||
| Мин. вода (8 г/л), % | 73 | ||
| Кислота соляная ингибированная, % + 4 об.% ПАВ - нефтенола К | 12 | 12 | 12 |
| Вязкость реагента при 20°С, мПа·с | 55,0 | 68,83 | |
| Объем закачанного реагента, Vпор | 1 | 1 | 0,3 |
| Конечное значение фактора остаточного сопротивления, Rост | 19,5 | 18,8 | 8,75 |
Методика проведения исследований включала последовательно следующие этапы:
- Фильтрацию через модель пластовой воды при комнатной температуре. Определение начальной проницаемости;
- Закачку вязкой жидкости при комнатной температуре и разных скоростях фильтрации;
- Закачку 0,3 Vпор. ингибированной соляной кислоты с добавкой 4 об.% «Нефтенола К» марки «НК-ФД».
Исследования показали (рис.1), что при закачке вязкой жидкости происходит снижение проницаемости образца пористой среды за счет высокой вязкости агента, сохранения ее тампонирующих - «пакерующих» свойств при высоким давлении. Еще большее снижение проницаемости обеспечивается при последующей закачке кислоты (рис.1).
Таким образом, экспериментально подтверждена возможность блокирования вязкой жидкостью высокопроницаемых зон и тем самым перераспределение объемов кислотного воздействия в менее проницаемые участки пласта.
Далее, поясняется, что скважинную жидкость для продавки порции раствора соляной кислоты в интервал менее высокой проницаемости насыщают газом или порцию раствора соляной кислоты и скважинную жидкость насыщают газом, или вязкую жидкость, или все перечисленные жидкости насыщают газом для обеспечения более эффективного режима цикличности. При передаче избыточного давления (репрессии) на эти жидкости последние перемещают в поры и трещины обрабатываемой зоны. Газ при этом сжимается, чем создают запас потенциальной энергии. При депрессии газ расширяется и жидкости перемещаются в обратном направлении. Непрерывный циклический режим продавки соляной кислоты со сменой знака давления обеспечивает все более увеличивающуюся зону охвата обрабатываемой зоны по ее толщине и глубине и обеспечивает постоянную динамику движения соляной кислоты в пласте. Газ при этом выполняет функцию своеобразной пружины, обеспечивающей обратный ток жидкости из скважины.
Циклический режим принимают импульсным по критерию времени продавки, меньшем времени создания депрессии.
Способ осуществляют следующим образом.
Для осуществления кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта вначале осуществляют выделение зон различной проницаемости. Затем осуществляют закачку порции раствора соляной кислоты в зону более высокой проницаемости. В последующем осуществляют продавку в эту же зону вязкой жидкости на основе нефти порцией раствора соляной кислоты с ПАВ. Этим осуществляют изоляцию высокопроницаемой зоны пласта, по меньшей мере одной. Эту изоляцию осуществляют вязкой жидкостью, например раствором, приготовленным с использованием 5% раствора ПАВ - «Гидрофобизатора АБР» (в летнее время) или «Ингибитора коррозии-эмульгатора Нефтехимеко-1» (в зимнее время) в нефти по известной технологии.
Для этого непосредственно на скважине приготавливаются рабочие растворы: - 5% раствор ПАВ - «Гидрофобизатора АБР» (в летнее время) или «Ингибитора коррозии-эмульгатора Нефтехимеко-1» (в зимнее время) в нефти, объем приготавливаемого раствора определяется из расчета 3-4 м3 на один метр перфорированной мощности пласта, но не менее 10 м3 и не более 80 м3 на одну операцию. Если приемистость скважины превышает 300 м3/сутки, то из 5% раствора ПАВ приготавливают обратную эмульсию из расчета 4-6 м3 обратной эмульсии на один метр перфорированной мощности пласта, но не менее 20 м3 и не более 80 м3 на одну операцию (см. табл.2).
Таблица 2
| Расход реагентов на 1 м3 | ||
| Наименование статьи | Ед. изм. | Норма |
| Нефть дегазированная, маловязкая, товарная | м3 | 0,95 |
| ПАВ-АБР | м3 | 0,05 |
5%-ный раствор ПАВ приготавливается путем растворения его в нефти. В автоцистерну, оборудованную верхним люком и нижним спуском, загружается необходимое количество товарной нефти, в которой при перемешивании цементировочным агрегатом растворяется расчетное количество поверхностно-активных веществ. Затем полученный раствор ПАВ в нефти перемешивается агрегатом в течение 30-60 минут (в зависимости от температуры нефти, 30 минут для температуры 20°С и 60 минут для 5°С). После перемешивания полученный раствор подается агрегатом в специально подготовленную чистую и сухую емкость. При этом емкость или несколько емкостей должны соответствовать планируемому объему раствора для обработки скважины. После приготовления необходимого количества нефтяного раствора ПАВ приступают к обработке скважины.
Приготовление обратной эмульсии с использованием ПАВ - «Гидрофобизатора АБР» (в летнее время) или «Ингибитора коррозии-эмульгатора Нефтехимеко-1» (в зимнее время).
- Приготавливают раствор ПАВ в нефти из расчета получения обратной эмульсии с соотношением водной и углеводородной фаз 50/50. Для этого в АЦН с нефтью добавляют 5% ПАВ и перемешивают полученный состав до однородного состояния в режиме круговой циркуляции с помощью агрегата. После приготовления раствора ПАВ его перекачивают в отдельную емкость, объем которой в два раза больше объема АЦН.
- При перемешивании агрегатом в нефтяной раствор ПАВ в соотношении 1:1 равномерно через тройник вводят техническую воду. По окончании ввода всей воды эмульсию прокачивают через диспергатор ДГ-40 (2-3 цикла) при давлении на ЦА 4,0-10,0 МПа. Останавливают перемешивание на 5-10 мин. Отбирают пробы для оценки, плотности и электростабильности. Электростабильность эмульсии должна быть не ниже 100 В. При соответствия параметров эмульсии начинают закачку раствора в скважину.
Закачка вязкой жидкости в высокопроницаемую зону пласта осуществляется под давлением, не превышающим давление гидроразрыва пласта. При необходимости закачку ведут в нестационарном режиме - с остановками и возобновлением закачки для обеспечения полноты заполнения высокопроницаемой зоны. Осуществляют выдержку скважины в течение 1-4 час. Затем осуществляют продавку раствора соляной кислоты скважинной жидкостью в циклическом режиме в интервал менее высокой проницаемости. Циклический режим образуют, например, путем создания избыточного давления при продавке раствора соляной кислоты в пласт в течение, например, 5-20 мин и последующего создания депрессии в течение 10-40 мин. При репрессии раствор соляной кислоты перемещают в пласт в радиальном направлении от ствола скважины. При депрессии раствор соляной кислоты или часть этого раствора с продуктами реакции перемещаются в обратном направлении. Обратное перемещение раствора соляной кислоты образуется за счет того, что любая буровая жидкость является сжимаемой под действием давления. В процессе манипуляций с буровой жидкостью - вязкой жидкостью на устье скважины последняя насыщается воздухом, а при контакте с пластом - газом в среднестатистическом объеме 6-8%. Осуществляют 5-8 циклов продавки раствора соляной кислоты. При необходимости используемые по изобретению жидкости, по одной или в совокупности, дополнительно насыщают газом. Режим обработки менее проницаемой зоны становится более динамичным. Большей эффективности способа служит реализация циклического режима с изменением параметров в циклах - переход на нестационарный режим по случайному закону. Это обеспечивает максимальный охват пласта по его глубине и толщине. На последнем цикле осуществляют вынос отреагировавшей соляной кислоты из скважины.
В соответствии с другой отличительной особенностью способа концентрацию раствора соляной кислоты на каждом этапе ее применения уменьшают.
При необходимости повторных операций обработки соляную кислоту применяют с убывающей концентрацией и уменьшением ее объемов.
При приемистости высокопроницаемой зоны пласта выше 100 м3/сут число операций по обработке призабойной зоны нефтяного пласта определяют исходя из протяженности высокопроницаемой зоны пласта по соотношениям:
Nc.к=1,3+0,11L;
Nу.г=0,3+0,11L,
где Nc.к - число операций с применением соляной кислоты;
Nу.г - число операций с применением вязкой жидкости, приготовленной с использованием ПАВ - «Гидрофобизатора АБР» (в летнее время) или «Ингибитора коррозии-эмульгатора Нефтехимеко-1» (в зимнее время) и товарной нефти;
L - протяженность зоны перфорации.
Конкретный пример осуществления способа.
Первоначально проводят расчет необходимых объемов раствора соляной кислоты и вязкой жидкости.
По опытным данным объем раствора соляной кислоты принимают в расчете 1-3 м3 на 1 м толщины пласта. В конкретном случае принимают объем раствора соляной кислоты 2 м3 на 1 м толщины пласта.
При приемистости скважины в 150 м3/сут вначале закачивают водный раствор соляной кислоты концентрации 17%. Затем закачивают вязкую жидкость, приготовленную с использованием ПАВ - «Гидрофобизатора АБР» и товарной нефти. Ее продавливают раствором соляной кислоты концентрации 14%. Всего приготавливают и закачивают 10 м3 вязкой жидкости на нефти с плотностью 810 кг/м3, эффективной вязкостью (при 100 об/мин) в пределах 200-300 мПа·с.
Затем продавливают 5 м3 водного раствора соляной кислоты концентрации 12% в зону менее высокой проницаемости. Продавку осуществляют в циклическом режиме. Для этого в течение 5 мин продавливают водный раствор соляной кислоты под избыточным давлением. Затем создают депрессию - давление сбрасывают в течение 10 мин. Циклы повторяют 4 раза. На последнем цикле осуществляют вынос прореагировавшего раствора соляной кислоты, например, промывкой подтоварной водой.
Источник информации
1. Щуров В.И. Технология и техника добычи. Москва, Недра, 1983, с.138-151.
Claims (17)
1. Способ кислотной обработки пласта, включающий выделение в обрабатываемом пласте зон различной проницаемости, закачку порции раствора соляной кислоты в зону более высокой проницаемости, последующую продавку в эту же зону вязкой жидкости на основе нефти порцией раствора соляной кислоты с поверхностно-активным веществом - ПАВ, продавку раствора соляной кислоты с ПАВ скважинной жидкостью в циклическом режиме в зону менее высокой проницаемости и вынос отреагировавшей соляной кислоты из скважины на последнем цикле, при этом концентрацию раствора соляной кислоты на каждом этапе ее применения уменьшают.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что порцию раствора соляной кислоты для интервала менее высокой проницаемости насыщают газом.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что скважинную жидкость для продавки порции раствора соляной кислоты в интервал менее высокой проницаемости насыщают газом.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что порцию раствора соляной кислоты и скважинную жидкость для продавки в интервал менее высокой проницаемости насыщают газом.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что вязкую жидкость на основе товарной нефти насыщают газом.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что вязкую жидкость на основе товарной нефти, порцию раствора соляной кислоты и скважинную жидкость для продавки в интервал менее высокой проницаемости насыщают газом.
7. Способ по одному из пп.2-6, отличающийся тем, что в качестве газа применяют азот, или фреон, или гелий.
8. Способ по одному из пп.2-4, отличающийся тем, что в качестве вязкой жидкости применяют жидкость с добавлением «Гидрофобизатора АБР», или «Ингибитора коррозии-эмульгатора Нефтехимеко-1», или обратной эмульсии на их основе.
9. Способ по одному из пп.2-4, отличающийся тем, что соляную кислоту и/или скважинную жидкость насыщают газом до концентрации 120-155 м3/м3.
10. Способ по п.5, отличающийся тем, что вязкую жидкость на основе товарной нефти насыщают газом до концентрации 90-105 м3/м3.
11. Способ по п.1, отличающийся тем, что циклический режим принимают импульсным.
12. Способ по п.1, отличающийся тем, что порцию раствора соляной кислоты для зоны более высокой проницаемости принимают с концентрацией не менее 12%.
13. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве нефти применяют товарную нефть.
14. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве нефти применяют сырую нефть.
15. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве нефти применяют нефть данного пласта.
16. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве нефти применяют нефть другой залежи.
17. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве ПАВ используют «Нефтенол К» марки «НК-ФД» с концентрацией 2-4%.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010132905/03A RU2442888C1 (ru) | 2010-08-06 | 2010-08-06 | Способ кислотной обработки пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010132905/03A RU2442888C1 (ru) | 2010-08-06 | 2010-08-06 | Способ кислотной обработки пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2442888C1 true RU2442888C1 (ru) | 2012-02-20 |
Family
ID=45854639
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010132905/03A RU2442888C1 (ru) | 2010-08-06 | 2010-08-06 | Способ кислотной обработки пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2442888C1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2490444C1 (ru) * | 2012-09-19 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ кислотной обработки околоскважинной зоны |
| RU2494246C1 (ru) * | 2012-09-19 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки околоскважинной зоны |
| RU2512216C1 (ru) * | 2012-10-16 | 2014-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2600137C1 (ru) * | 2015-07-13 | 2016-10-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Способ технологической обработки скважины |
| RU2676104C1 (ru) * | 2017-10-17 | 2018-12-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4807703A (en) * | 1987-08-19 | 1989-02-28 | Mobil Oil Corporation | Fracture acidizing sandstone formations |
| RU2084621C1 (ru) * | 1995-09-08 | 1997-07-20 | Акционерное общество открытого типа "Удмуртнефть" | Способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины |
| RU2097547C1 (ru) * | 1996-09-19 | 1997-11-27 | Любовь Абдулаевна Магадова | Эмульсионный состав для гидравлического разрыва пласта |
| RU2208150C1 (ru) * | 2002-10-24 | 2003-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Конструкторское бюро буровых технологий" | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2349742C1 (ru) * | 2007-12-27 | 2009-03-20 | Некоммерческое партнерство "Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи" (НП "ИСИПН") | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2357997C1 (ru) * | 2007-11-19 | 2009-06-10 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Блокирующая жидкость "жг-иэр-т" |
-
2010
- 2010-08-06 RU RU2010132905/03A patent/RU2442888C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4807703A (en) * | 1987-08-19 | 1989-02-28 | Mobil Oil Corporation | Fracture acidizing sandstone formations |
| RU2084621C1 (ru) * | 1995-09-08 | 1997-07-20 | Акционерное общество открытого типа "Удмуртнефть" | Способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины |
| RU2097547C1 (ru) * | 1996-09-19 | 1997-11-27 | Любовь Абдулаевна Магадова | Эмульсионный состав для гидравлического разрыва пласта |
| RU2208150C1 (ru) * | 2002-10-24 | 2003-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Конструкторское бюро буровых технологий" | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2357997C1 (ru) * | 2007-11-19 | 2009-06-10 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Блокирующая жидкость "жг-иэр-т" |
| RU2349742C1 (ru) * | 2007-12-27 | 2009-03-20 | Некоммерческое партнерство "Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи" (НП "ИСИПН") | Способ разработки нефтяной залежи |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЩУРОВ В.И. Технология и техника добычи. - М.: Недра, 1983, с.138-151. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2490444C1 (ru) * | 2012-09-19 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ кислотной обработки околоскважинной зоны |
| RU2494246C1 (ru) * | 2012-09-19 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки околоскважинной зоны |
| RU2512216C1 (ru) * | 2012-10-16 | 2014-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2600137C1 (ru) * | 2015-07-13 | 2016-10-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Способ технологической обработки скважины |
| RU2676104C1 (ru) * | 2017-10-17 | 2018-12-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9970265B2 (en) | Multi-functional surfactant complexes for use in subterranean formations | |
| US10023787B2 (en) | Surfactant selection methods for fluid recovery in subterranean formations | |
| US9828815B2 (en) | Foamed fluid compositions having high salinity using anionic surfactants and methods therefor | |
| AU2014236272B2 (en) | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells | |
| EP3067404A1 (en) | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells | |
| US20100096129A1 (en) | Method of hydrocarbon recovery | |
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| EA032858B1 (ru) | Способ разрыва пласта в месторождении | |
| US20170247997A1 (en) | A method of treating a subterranean formation | |
| RU2442888C1 (ru) | Способ кислотной обработки пласта | |
| Mohsenzadeh et al. | Effects of concentration, salinity and injection scenario of ionic liquids analogue in heavy oil recovery enhancement | |
| CA2959311C (en) | Surfactant selection methods for wetting alteration in subterranean formations | |
| RU2583104C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| EP2998379A1 (en) | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells | |
| WO2019209312A1 (en) | Polyamine polyethers as nonemulsifier components | |
| US9982185B2 (en) | Methods and systems for preparing surfactant polyelectrolyte complexes for use in subterranean formations | |
| Stas’Eva Liubov | Laboratory testing of acidic EOR oil-displacing compositions based on surfactants, inorganic acid adduct and polyols | |
| RU2456444C2 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| Hao et al. | Using starch graft copolymer gel to assist the CO 2 huff-n-puff process for enhanced oil recovery in a water channeling reservoir | |
| US20130306320A1 (en) | Composition and method for treating carbonate reservoirs | |
| US9109443B2 (en) | Formulation and method of use for exploitation of heavy and extra heavy oil wells | |
| AU2016269415B2 (en) | Multi-functional surfactant complexes for use in subterranean formations | |
| RU2770192C1 (ru) | Кислотная композиция для обработки призабойной зоны высокотемпературного карбонатного коллектора | |
| CA3056225A1 (en) | Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells | |
| SHOLIDODOV et al. | JOURNAL OF SIBERIAN FEDERAL UNIVERSITY. CHEMISTRY |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190807 |