RU2453696C1 - Способ обработки прискважинной зоны пласта - Google Patents
Способ обработки прискважинной зоны пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2453696C1 RU2453696C1 RU2010152484/03A RU2010152484A RU2453696C1 RU 2453696 C1 RU2453696 C1 RU 2453696C1 RU 2010152484/03 A RU2010152484/03 A RU 2010152484/03A RU 2010152484 A RU2010152484 A RU 2010152484A RU 2453696 C1 RU2453696 C1 RU 2453696C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- processing
- hydrochloric acid
- zone
- concentration
- Prior art date
Links
Landscapes
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам обработки зоны пласта, прилегающей к скважине, для интенсификации притока пластового флюида. Технический результат - повышение эффективности способа за счет возможности оперативного получения информации о состоянии прискважинной зоны пласта, вплоть до ее вещественного состава, и адресного воздействия на обрабатываемую среду. В способе обработки прискважинной зоны пласта, включающем определение вещественного состава породы пласта в обрабатываемой зоне с помощью углеродно-кислородного каротажа - УКК и, при содержании в породе пласта карбонатов более 5%, а глины - менее 10%, независимо от содержания кварца, в качестве обрабатывающего средства используют водный раствор соляной кислоты концентрации 10-18% с добавками «Нефтенола-К» в количестве 2-5% и «ИКУ-118» в количестве 0,10-0,30% от объема водного раствора соляной кислоты. Изобретение развито в зависимых пунктах. 7 з.п. ф-лы, 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам обработки зоны пласта, прилегающей к скважине, для интенсификации притока пластового флюида.
Известен способ обработки прискважинной зоны пласта путем закачки соляной и уксусной кислоты (см., например, А.И.Булатов и др.. Освоение скважин, Москва, ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999, с.304-305).
Такой прием в известном решении осуществляют с целью предупреждения выпадения нерастворимого осадка гидроокиси железа в поровом пространстве породы.
Недостатком известного решения является его недостаточная эффективность из-за низкой растворимости минерального вещества породы данным видом обрабатывающего средства.
Известен способ обработки прискважинной зоны пласта путем его обработки составом, содержащим соляную и лимонную кислоты (см., например, А.И.Булатов и др. Освоение скважин. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999, с.320-321).
Известное решение предусматривает увеличения эффективности воздействия соляной кислотой на обрабатываемую среду за счет увеличения длительности этого воздействия.
Недостатком этого способа является также низкая его эффективность из-за недостаточной растворимости минерального вещества породы.
Во многих случаях, в том числе и в вышеупомянутых известных решениях, выбор средства и/или технологии обработки призабойной зоны пласта осуществляют по данным региональной геологии или керну разведочных скважин, ограниченных, как правило, несколькими единицами на достаточно большую площадь разрабатываемой залежи полезного продукта, например углеводородов. Традиционные геофизические исследования вещественную изменчивость прискважинной зоны пласта, геологическую и/или техногенную, по площади и толщине пласта не отображают в принципе или имеют очень низкую достоверность. В итоге выбор средства обработки при промышленных потоках применяемой технологии зачастую не соответствует обрабатываемой среде. Обеспечить это соответствие в принципе возможно с отбором керна в каждой скважине и проведением индивидуального комплекса лабораторных исследований. Однако это требует неимоверных затрат времени, средств и, ввиду его неоперативности, ведет к утрате текущей информации о состоянии объекта. Это может привести к необратимым последствиям ввиду, например, развития глубокой кольмации прискважинной зоны пласта и ввиду этого невозможности поддержания необходимой степени извлечения полезного продукта из пласта.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет возможности оперативного получения информации о состоянии прискважинной зоны пласта, вплоть до ее вещественного состава, и адресного воздействия на обрабатываемую среду.
Необходимый технический результат достигается тем, что способ обработки прискважинной зоны пласта включает определение вещественного состава породы пласта в обрабатываемой зоне с помощью углеродно-кислородного каротажа - УКК и, при содержании в породе пласта карбонатов более 5%, а глины - менее 10%, независимо от содержания кварца, в качестве обрабатывающего средства используют водный раствор соляной кислоты концентрации 10-18% с добавками «Нефтенола-К» в количестве 2-5% и «ИКУ-118» в количестве 0,10-0,30% от объема водного раствора соляной кислоты.
Кроме того:
обрабатывающее средство подают в пласт в нестационарном режиме;
раствор соляной кислоты приготавливают на пресной воде;
раствор соляной кислоты приготавливают на минерализованной воде;
раствор соляной кислоты применяют на попутной воде, отделенной от добытой из пласта продукции данной и/или соседней скважины;
нестационарный режим задают изменением производительности подачи обрабатывающего средства в пласт;
подачу обрабатывающего средства в пласт периодически останавливают на разное время, то равное времени предшествующей подачи, то меньшее этого времени, то большее этого времени;
УКК применяют дополнительно в процессе обработки прискважинной зоны пласта и по результатам исследований изменяют концентрацию кислоты и/или добавки, по меньшей мере одной.
В рамках данного изобретения предусматривают в качестве оперативного средства по характеристике обрабатываемой зоны пласта углеродно-кислородный каротаж - УКК (ядерную спектрометрию). Он обеспечивает возможность характеристики вещественного состава породы пласта, а также ее текущего состояния, обусловленного техногенными факторами, ведущими к кольматации прискважинной зоны пласта. Возможность оперативного получения значительного объема необходимой информации с помощью ядерной спектрометрии, своеобразной петрографической лаборатории на кабеле, повышает в значительной степени эффективность обработки.
В качестве определяющих минеральных компонент породы пласта при выборе обрабатывающего средства принимают следующие:
Si(SiO2);
А1(Аl2О3);
СаО(СаСО3);
MgO(MgCO3);
Fe3+Fе(ОН)3
Определяют процентное содержание в пласте породообразующих элементов:
для кварца - Si;
для кварца + глина или для кварца + глина + карбонаты - Si+Al+K+Na+Mg+Ca;
для всех - содержание Fe3+.
Водным раствором соляной кислоты с вышеупомянутой концентрацией и добавками в указанных соотношениях предотвращают набухание силикатных компонентов породы пласта и успешное растворение карбонатов при указанных содержаниях в породе пласта. Все это в сумме обеспечивает необходимые фильтрационно-емкостные свойства прискважинной зоны пласта, обуславливающие заданную степень - коэффициент извлечения полезного продукта из пласта. Недоучет условий пласта во многих случаях ведет к тому, что частицы глин и бентонитов могут увеличиваться в размерах в несколько раз под действием кислотного раствора с немотивированной концентрацией и добавками. Эти увеличившиеся частицы способны заблокировать микроскопические протоки в пласте или, что еще хуже, уменьшить размер протоков по сравнению с начальным. Важным моментом является возможность контроля обработки пласта по изменению фильтрационно-емкостных свойств в процессе собственно обработки. В случае отклонения показателей от заданных - ожидаемых результатов изменяют концентрацию кислоты и/или количества добавок.
Средство контроля за состоянием обрабатываемой среды может быть спущено в скважину через лубрикатор на устье скважины, а подачу обрабатывающей среды можно осуществить через боковой отводной канал с задвижкой.
В целях улучшения свойств кислот (совместимость с пластовыми флюидами, отсутствие образование вторичных осадков) в обрабатывающую среду вводят вышеупомянутые добавки.
«Нефтенол-К» (ТУ 2483-065-17197708-2002) представляет собой многокомпонентную смесь анионных и катионных поверхностно-активных веществ разного химического строения.
«ИКУ-118» ((ТУ 2415-020-54651030-2007) является ингибитором коррозии и представляет собой гликолевый раствор поверхностно-активных веществ и четвертичных аммониевых солей.
Сочетанием свойств компонентов обрабатывающей среды под конкретные условия как геологического, так и техногенного характера достигают оптимальных фильтрационно-емкостных свойств прискважинной зоны пласта без образования осадка с получением устойчивого эффекта. Повышает эффект также и возможность контроля обработки без остановки процесса обработки - в течение подачи обрабатывающей среды в прискважинную зону пласта и выдержки на реакцию этой среды в зоне пласта. При необходимости концентрацию кислоты и количество добавок можно изменять в пределах указанных диапазонов. Можно изменять и режимы подачи обрабатывающей среды, например производительность подачи, давление подачи, включать периодичность подачи - прекращение подачи на необходимый промежуток времени с понижением давления для обеспечения обратного потока из пласта с повторением операций. Все это характеризует нестационарный режим подачи обрабатывающей среды в прискважинную зону пласта. Эффективность применения обрабатывающей среды и технологических приемов может быть оценена в реальном времени без проблем. При этом, без остановки процесса, могут быть выданы своевременные рекомендации по дальнейшему ведению процесса.
Использованием пресной или минерализованной воды регулируют набухание силикатных компонентов породы пласта в конкретных условиях. При этом эффективность приема также можно контролировать в реальном времени.
Способ осуществляют следующим образом.
В скважине, подлежащей обработке прискважинной зоны пласта, осуществляют углеродно-кислородный каротаж - УКК. С помощью него в продуктивном интервале пласта определяют элементный состав слагающих пород, в частности, Са, Mg, Fe, Al, Si, Na. Кроме этого определяют также проницаемость прискважинной зоны пласта и температуру в этой зоне.
Осуществляют обработку полученных данных по специальной методике и выделяют на этой основе вещественный состав слагающих пород (глину, гидрослюду, кальцит, каолинит, полевой шпат, кварц, карбонаты и пр.)
По вещественному составу матрицы пласта (например, продуктивного пласта) лабораторными исследованиями с применением различных кислотных композиций определяют основные минералы в матрице, подверженные преимущественному воздействию той или иной кислоты или их композиций. При исследованиях подбирают композиции, позволяющие исключить негативное влияние кислотного воздействия (разбухание, выпадение осадков) на отдельные составляющие минералы (например: глины, железосодержащие минералы).
После определения композиционного состава воздействующего агента, например, с кислотной основой, на конкретный пласт, определяют концентрацию кислоты по данным проницаемости и температуры в зоне воздействия. Чем меньше проницаемость и выше температура, тем ниже концентрация кислотных композиций (имеются экспериментально определенные зависимости).
При необходимости, в случае высоких значений скин-фактора (кольматации - загрязнения прискважинной зоны, непосредственно прилегающей к скважине) определяют характер загрязнения по данным УКК (наличие цемента, глины и пр.).
На этой основе подбирают кислотные композиции с поверхностно-активными веществами - ПАВ для очистки пласта от загрязнений, чем обеспечивают восстановление проницаемости. Этот этап ПАВ-кислотного воздействия малообъемный и предваряет массированный этап кислотного воздействия на матрицу пласта.
Для массированного воздействия пласта учитывают уже вещественный состав именно матрицы пласта. При содержании в пласте карбонатов более 5%, а глины - менее 10%, независимо от содержания кварца, в качестве обрабатывающего средства используют водный раствор соляной кислоты концентрации 15-18% с добавками ПАВ в виде именно «Нефтенола-К» в количестве 3-5% и ингибитора коррозии «ИКУ-118» в количестве 0,15-0,25% от объема водного раствора соляной кислоты.
Расход кислоты принимают в расчете 1,5-3 м3 на 1 метр толщины пласта.
Конкретный пример реализации способа.
На Львовском куполе Сорочинско-Никольского нефтегазового месторождения с помощью углеродно-кислородного каротажа в пластах O2 и О5 определяют вещественный состав пород. Устанавливают, что пласт О2, толщиной 5 м, содержит 15% карбонатов и 8% глины. В качестве обрабатывающего агента принимают 15% раствор соляной кислоты на пресной воде в объеме 7,5 м3. В данный объем раствора соляной кислоты вводят «Нефтенол-К» в объеме 0,225 м3 и ингибитор коррозии «ИКУ-118» в объеме 0,0225 м3.
Claims (8)
1. Способ обработки прискважинной зоны пласта, включающий определение вещественного состава породы пласта в обрабатываемой зоне с помощью углеродно-кислородного каротажа - УКК и при содержании в породе пласта карбонатов более 5%, а глины менее 10%, независимо от содержания кварца в качестве обрабатывающего средства используют водный раствор соляной кислоты концентрации 10-18% с добавками «Нефтенола-К» в количестве 2-5% и «ИКУ-118» в количестве 0,10-0,30% от объема водного раствора соляной кислоты.
2. Способ по п.2, характеризующийся тем, что обрабатывающее средство подают в пласт в нестационарном режиме.
3. Способ по п.1, характеризующийся тем, что раствор соляной кислоты приготавливают на пресной воде.
4. Способ по п.1, характеризующийся тем, что раствор соляной кислоты приготавливают на минерализованной воде.
5. Способ по п.4, характеризующийся тем, что раствор соляной кислоты применяют на попутной воде, отделенной от добытой из пласта продукции данной и/или соседней скважины.
6. Способ по п.2, характеризующийся тем, что нестационарный режим задают изменением производительности подачи обрабатывающего средства в пласт.
7. Способ по п.2, характеризующийся тем, что подачу обрабатывающего средства в пласт периодически останавливают на разное время, то равное времени предшествующей подачи, то меньшее этого времени, то большее этого времени.
8. Способ по п.1, характеризующийся тем, что УКК применяют дополнительно в процессе обработки прискважинной зоны пласта и по результатам исследований изменяют концентрацию кислоты и/или добавки, по меньшей мере, одной.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010152484/03A RU2453696C1 (ru) | 2010-12-23 | 2010-12-23 | Способ обработки прискважинной зоны пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010152484/03A RU2453696C1 (ru) | 2010-12-23 | 2010-12-23 | Способ обработки прискважинной зоны пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2453696C1 true RU2453696C1 (ru) | 2012-06-20 |
Family
ID=46681099
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010152484/03A RU2453696C1 (ru) | 2010-12-23 | 2010-12-23 | Способ обработки прискважинной зоны пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2453696C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2513787C1 (ru) * | 2012-10-17 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Способ разработки нефтяной залежи на основе системно-адресного воздействия |
| RU2616923C1 (ru) * | 2016-03-09 | 2017-04-18 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью |
| RU2616949C1 (ru) * | 2016-02-29 | 2017-04-18 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых высокотемпературных пластов с повышенным содержанием глин и карбонатов |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4124073A (en) * | 1976-11-09 | 1978-11-07 | Phillips Petroleum Company | Method of using viscosity-stabilized aqueous solutions |
| RU2242605C1 (ru) * | 2003-08-15 | 2004-12-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2292453C2 (ru) * | 2005-02-24 | 2007-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Способ разработки месторождения углеводородов |
| RU2294353C1 (ru) * | 2005-06-14 | 2007-02-27 | Владимир Анатольевич Волков | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2373385C1 (ru) * | 2008-02-01 | 2009-11-20 | Виктор Николаевич Гусаков | Способ обработки призабойных зон добывающих скважин |
-
2010
- 2010-12-23 RU RU2010152484/03A patent/RU2453696C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4124073A (en) * | 1976-11-09 | 1978-11-07 | Phillips Petroleum Company | Method of using viscosity-stabilized aqueous solutions |
| RU2242605C1 (ru) * | 2003-08-15 | 2004-12-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2292453C2 (ru) * | 2005-02-24 | 2007-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Способ разработки месторождения углеводородов |
| RU2294353C1 (ru) * | 2005-06-14 | 2007-02-27 | Владимир Анатольевич Волков | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2373385C1 (ru) * | 2008-02-01 | 2009-11-20 | Виктор Николаевич Гусаков | Способ обработки призабойных зон добывающих скважин |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЛОГИНОВ Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: Недра, 1966, с.24, 25, 34, 35, 37, 87-94, 124, 200. РАБИНОВИЧ В.А. и др. Краткий химический справочник. - Л.: Химия, 1977, с.336, 337. БУЛАТОВ А.И. и др. Освоение скважин. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999, с.304, 305, 320, 321. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2513787C1 (ru) * | 2012-10-17 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Способ разработки нефтяной залежи на основе системно-адресного воздействия |
| RU2616949C1 (ru) * | 2016-02-29 | 2017-04-18 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых высокотемпературных пластов с повышенным содержанием глин и карбонатов |
| RU2616923C1 (ru) * | 2016-03-09 | 2017-04-18 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Shaughnessy et al. | EDTA removes formation damage at Prudhoe Bay | |
| Mahmoud | Evaluating the damage caused by calcium sulfate scale precipitation during low-and high-salinity-water injection | |
| Mahmoud et al. | Chelating-agent enhanced oil recovery for sandstone and carbonate reservoirs | |
| Mahmoud et al. | High-temperature laboratory testing of illitic sandstone outcrop cores with HCl-alternative fluids | |
| Naseri et al. | Effect of temperature and calcium ion concentration on permeability reduction due to composite barium and calcium sulfate precipitation in porous media | |
| CN109810687B (zh) | 一种适用于低渗煤层气储层增产的环保型酸化工作液 | |
| Tang et al. | Mineral dissolution and mobilization during CO2 injection into the water-flooded layer of the Pucheng Oilfield, China | |
| US11725492B2 (en) | Method to generate microfractures by chemical reaction in low carbonate mineral content shale reservoirs | |
| CN103321606A (zh) | 一种低渗裂缝性油藏油井堵水屏蔽方法 | |
| RU2453696C1 (ru) | Способ обработки прискважинной зоны пласта | |
| Podoprigora et al. | Acid stimulation technology for wells drilled the low-permeable high-temperature terrigenous reservoirs with high carbonate content | |
| Wang et al. | Calcium carbonate scale inhibition: Effects of EOR chemicals | |
| Spencer et al. | Geochemical phenomena between Utica‐Point Pleasant shale and hydraulic fracturing fluid | |
| Franco et al. | Analysis of Deposition Mechanism of Mineral Scales Precipitating in the Sandface and Production Strings of Gas-Condensate Wells | |
| Li et al. | Studies on the scaling of high pressure and low permeability oil reservoir water injection well | |
| Khormali et al. | An in-depth study of calcium carbonate scale formation and inhibition | |
| RU2473800C1 (ru) | Способ обработки прискважинной зоны пласта добывающей скважины | |
| Gundogar et al. | Coreflood Effluent and Shale Surface Chemistries in Predicting Interaction between Shale, Brine, and Reactive Fluid | |
| Liu et al. | Simulation of CO 2-Water-Rock Interaction Processes-Mineral Scaling Problems in Saline Formations | |
| RU2469190C1 (ru) | Способ обработки прискважинной зоны пласта | |
| Mahmoud | Removing of formation damage and enhancement of formation productivity using environmentally friendly chemicals | |
| He | Technical Research of Composite Blockage Remover Technology in Dongrengou Oil Region of Dingbian Oilfield | |
| Wang et al. | Tackling a critical challenge in shale development in the Delaware Basin: An interdisciplinary field case study on subsurface scale diagnosis and control and impact on production performance | |
| Gladkov | Development of a new well-killing fluid based on oil-wetting agent Ng-1 for polymineral low-permeable reservoirs | |
| Huang et al. | Analysis of the Causes of Tube and Pipeline Blocking in Sulige Gas Field |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191224 |