RU2469190C1 - Способ обработки прискважинной зоны пласта - Google Patents
Способ обработки прискважинной зоны пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2469190C1 RU2469190C1 RU2011129706/03A RU2011129706A RU2469190C1 RU 2469190 C1 RU2469190 C1 RU 2469190C1 RU 2011129706/03 A RU2011129706/03 A RU 2011129706/03A RU 2011129706 A RU2011129706 A RU 2011129706A RU 2469190 C1 RU2469190 C1 RU 2469190C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- zone
- content
- processing
- solution
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. 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: способ обработки прискважинной зоны пласта включает определение вещественного состава породы пласта в обрабатываемой зоне с помощью углеродно-кислородного каротажа УКК непосредственно после бурения скважины и при содержании в породе пласта карбонатов более 5 мас.%, независимо от содержания глины и кварца, минерализации пластовой воды 200-250 г/л, содержании железа 2000-5000 ppm, содержании в нефти пласта асфальто-смолопарафиновых веществ 30-40 мас.%, а температуры в прискважинной зоне пласта 60-160°С, в качестве обрабатывающего средства используют раствор «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» в соотношении последнего с растворителем как 1:(1-5) по массе соответственно. 6 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, Москва, ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999, с.320-321).
Известное решение предусматривает увеличение 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 прискважинной (в частности 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 кольматации 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 после бурения скважины и, при содержании в породе пласта карбонатов более 5 мас.%, независимо от содержания глины и кварца, минерализации пластовой воды (200÷250) г/л, содержании железа - (2000÷5000) ppm, содержании в нефти пласта асфальто-смолопарафиновых веществ (30÷40) мас.%, а температуры в прискважинной зоне пласта - (60÷160)°С, в качестве обрабатывающего средства используют раствор «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» в соотношении последнего с растворителем как 1:(1÷5) по массе соответственно.
Кроме того:
обрабатывающее средство подают в пласт в нестационарном режиме;
раствор «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» приготавливают на пресной воде;
раствор «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» приготавливают на (6÷12)%-ном растворе соляной кислоты;
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 обрабатывающего средства и/или режим его подачи в прискважинную зону пласта.
В рамках данного изобретения предусматривают в качестве оперативного средства по характеристике обрабатываемой зоны пласта углеродно-кислородный каротаж - УКК (ядерную спектрометрию), что в принципе известно (см., например, RU 2227310). Он обеспечивает возможность характеристики вещественного состава породы пласта, а также ее текущего состояния, обусловленного техногенными факторами, ведущими к кольматации прискважинной зоны пласта. Проведение УКК возможно непосредственно после бурения скважины в открытом стволе, так и в обсаженном стволе скважины, находящейся в эксплуатации. 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);
Аl(Al2О3);
СаО(СаСО3);
MgO(МgСО3);
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+.
«Интенсифицирующий состав «Химеко ТК-2К», ТУ 2458-039-54651030-2009 представляет собой водно-спиртовый раствор поверхностно-активных веществ и органических карбоновых кислот различного строения. Опытным путем и лабораторными исследованиями было отмечено, что при определенных условиях в прискважинной зоне пласта - сочетании условий (содержании карбонатов более 5 мас.%, минерализации пластовой воды (200÷250) г/л, содержании железа - (2000÷5000) ppm, содержании асфальто-смолопарафиновых веществ в нефти (30÷40) мас.% и температуры в прискважинной зоне пласта - (60÷160)°С, эффективность действия обрабатывающего средства - «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» проявляется с неожиданной стороны. Восстановление коллекторских свойств пласта достигают при любом содержании глины в пласте за счет резкого снижения возможности образования АСПО и эмульсий, а также вторичных осадков в прискважинной зоне пласта, низкого межфазного натяжения раствора как до, так и после нейтрализации рабочего раствора, низкой скорости коррозии. Другие известные средства не обеспечивают необходимого результата при щадящем воздействии на скважинное оборудование. Более того, при отмеченных довольно экстремальных условиях восстановление коллекторских свойств ведет зачастую к противоположному результату, например, из-за образования вторичных осадков. По данному способу применяют раствор «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» заданной концентрации - в соотношении его с растворителем (водой или (6÷12)%-ным раствором соляной кислоты) как 1:(1÷5) по массе соответственно. При увеличении содержания композиции (увеличении концентрации) выше установленного соотношения происходит помутнение раствора, за счет выделения ПАВ, что неприемлемо. При уменьшении содержания композиции (уменьшении ее концентрации) происходит снижение растворяющих породу и осадкоудерживающих свойств, что тоже неприемлемо.
Признаки зависимых пунктов формулы, а именно то, что: обрабатывающее средство подают в пласт в нестационарном режиме;
раствор «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» приготавливают на пресной воде;
раствор «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» приготавливают на 6-12%-ном растворе соляной кислоты;
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 обрабатывающего средства и/или режим его подачи в прискважинную зону пласта способствуют усилению технического результата за счет лучшей пропитки прискважинной зоны пласта обрабатывающим средством и возможности оперативного изменения - коррекции режима обработки. Все это в итоге способствует увеличению коэффициента извлечения полезного продукта из пласта.
Важным моментом является именно возможность контроля обработки пласта по изменению фильтрационно-емкостных свойств в процессе собственно обработки. В случае отклонения показателей от заданных - ожидаемых результатов изменяют концентрацию раствора «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К».
Средство контроля за состоянием обрабатываемой среды может быть спущено в скважину через лубрикатор центрального канала обвязки устья скважины, а подачу обрабатывающей среды можно осуществить через НКТ.
Способ предусматривает возможность контроля обработки без остановки самого процесса обработки в течение подачи обрабатывающего средства в прискважинную зону пласта и выдержки на реакцию этого средства в зоне пласта. При необходимости концентрацию обрабатывающего средства можно изменять в пределах указанных диапазонов. Можно изменять и режимы подачи обрабатывающего средства, 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 обрабатывающего средства в прискважинную зону пласта. Эффективность применения обрабатывающего средства 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.
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.) и другие условия - минерализацию пластовой воды, содержание в нефти пласта асфальто-смолопарафиновых веществ, температуру в прискважинной зоне пласта. При определенных значениях вышеотмеченных параметров - содержании карбонатов более 5 мас.%, минерализации пластовой воды (200÷250) г/л, содержании железа (2000÷5000) ppm, содержании асфальто-смолопарафиновых веществ в нефти (30÷40) мас.% и температуры в прискважинной зоне пласта (60÷160)°С, применяют раствор «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» в соотношении последнего с растворителем (водой, или 6-12%-ным раствором соляной кислоты) как 1:(1÷5) соответственно.
При этом расход упомянутого обрабатывающего средства принимают в расчете 1,0-5,0 м3 на 1 метр толщины пласта.
Данный способ, в рамках дополнительной оптимизации, имеет возможность обработки прискважинной зоны пласта оптимальным количеством обрабатывающего средства в реальном времени. Недостаточное количество обрабатывающего средства ведет к образованию вторичных осадков, а избыточное - экономически нецелесообразно. Данный способ позволяет своевременно проконтролировать состояние обрабатываемой среды, своевременно обнаружить техногенную кольматацию и изменить режимы обработки.
Конкретный пример реализации способа.
На Львовском куполе Сорочинско-Никольского нефтегазового месторождения с помощью углеродно-кислородного каротажа в пластах O3 и O6 определяют вещественный состав пород. Устанавливают, что пласт O3, толщиной 5 м, содержит 15 мас.% карбонатов, 10 мас.% глины и 6 мас.% кварца. Минерализация пластовой воды составляет 230 г/л, содержание железа - 2000 ppm, содержание в нефти пласта асфальто-смолопарафиновых веществ - 35 мас.%, а температура в прискважинной зоне пласта - 150°С. Для этих условий в качестве обрабатывающего средства принимают раствор «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» в соотношении с пресной водой как 1:3 по массе.
Предусматривают возможность контроля за состоянием обрабатываемой среды - прискважинной зоны пласта с помощью применяемого обрабатывающего средства -раствора «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К». Для этого в скважину спускают зонд на геофизическом кабеле для углеродно-кислородного каротажа - УКК через лубрикатор центрального канала обвязки устья скважины. Осуществляют подачу раствора «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» в соотношении с пресной водой как 1:3 по массе через НКТ с расходом 1,8 м3 на 1 метр толщины пласта - 9 м3. Затем осуществляют выдержку на реакцию этого средства в зоне пласта. По реакции обрабатываемой среды в течение заданного времени (ее вещественному составу во времени, определенному ранее на моделях) определяют (проверяют) эффективность действия обрабатывающего средства с заданной концентрацией. При отклонении реального результата от ожидаемого, в данном случае замедленного уменьшения содержания карбонатов, концентрацию раствора «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» последовательно увеличивают вначале до соотношении с пресной водой как 1:2 по массе. Операцию повторяют с новой концентрацией и продолжением контроля до получения необходимого результата. В рамках каждой концентрации имеется возможность изменения и режимов подачи обрабатывающего средства, производительность подачи, давления подачи, включения периодичности подачи - прекращения подачи на необходимый промежуток времени с понижением давления для обеспечения обратного потока из пласта с повторением операций. Оптимальные режимы получают в процессе обработки.
Claims (7)
1. Способ обработки прискважинной зоны пласта, включающий определение вещественного состава породы пласта в обрабатываемой зоне с помощью углеродно-кислородного каротажа УКК после бурения скважины и, при содержании в породе пласта карбонатов более 5%, независимо от содержания глины и кварца, минерализации пластовой воды 200÷250 г/л, содержании железа 2000÷5000 ppm, содержании в нефти пласта асфальто-смолопарафиновых веществ 30÷40%, а температуры в прискважинной зоне пласта 60÷160°С, в качестве обрабатывающего средства используют раствор «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» в соотношении последнего с растворителем как 1:(1÷5) соответственно.
2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что обрабатывающее средство подают в пласт в нестационарном режиме.
3. Способ по п.1, характеризующийся тем, что раствор «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» приготавливают на пресной воде.
4. Способ по п.1, характеризующийся тем, что раствор «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» приготавливают на 6÷12%-ном растворе соляной кислоты.
5. Способ по п.2, характеризующийся тем, что нестационарный режим задают изменением производительности подачи обрабатывающего средства в пласт.
6. 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.
7. Способ по п.1, характеризующийся тем, что УКК применяют дополнительно в процессе обработки прискважинной зоны пласта и по результатам исследований изменяют концентрацию обрабатывающего средства и/или режим его подачи в прискважинную зону пласта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011129706/03A RU2469190C1 (ru) | 2011-07-19 | 2011-07-19 | Способ обработки прискважинной зоны пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011129706/03A RU2469190C1 (ru) | 2011-07-19 | 2011-07-19 | Способ обработки прискважинной зоны пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2469190C1 true RU2469190C1 (ru) | 2012-12-10 |
Family
ID=49255774
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011129706/03A RU2469190C1 (ru) | 2011-07-19 | 2011-07-19 | Способ обработки прискважинной зоны пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2469190C1 (ru) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2243369C1 (ru) * | 2003-08-15 | 2004-12-27 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением |
| RU2005105146A (ru) * | 2005-02-24 | 2006-08-10 | Александр Сергеевич Трофимов (RU) | Способ разработки месторождения углеводородов |
| RU2347901C1 (ru) * | 2007-04-23 | 2009-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром геофизика", | Способ контроля эффективности кислотной обработки продуктивного пласта |
| RU2407769C1 (ru) * | 2009-09-03 | 2010-12-27 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением |
-
2011
- 2011-07-19 RU RU2011129706/03A patent/RU2469190C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2243369C1 (ru) * | 2003-08-15 | 2004-12-27 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением |
| RU2005105146A (ru) * | 2005-02-24 | 2006-08-10 | Александр Сергеевич Трофимов (RU) | Способ разработки месторождения углеводородов |
| RU2347901C1 (ru) * | 2007-04-23 | 2009-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром геофизика", | Способ контроля эффективности кислотной обработки продуктивного пласта |
| RU2407769C1 (ru) * | 2009-09-03 | 2010-12-27 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением |
Non-Patent Citations (5)
| Title |
|---|
| БУЛАТОВ А.И. и др. Освоение скважин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999, с.304, 305, 320, 321. * |
| БУЛАТОВ А.И. и др. Освоение скважин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999, с.304, 305, 320, 321. 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. * |
| ЛОГИНОВ Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: Недра, 1966, с.24, 25, 34, 35, 37, 87-94, 124, 200.  * |
| МАГАДОВА Л.А. и др. Интенсифицирующий кислотный состав для обработки низкопроницаемых карбонатных коллекторов и терригенных коллекторов с высокой карбонатностью, «Нефтяное хозяйство», 2010, No.6, с.80-82. * |
| МАГАДОВА Л.А. и др. Интенсифицирующий кислотный состав для обработки низкопроницаемых карбонатных коллекторов и терригенных коллекторов с высокой карбонатностью, «Нефтяное хозяйство», 2010, №6, с.80-82. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Mahmoud | Evaluating the damage caused by calcium sulfate scale precipitation during low-and high-salinity-water injection | |
| Morrow et al. | Improved oil recovery by low-salinity waterflooding | |
| Bowker et al. | Carbon dioxide injection and resultant alteration of the Weber Sandstone, Rangely Field, Colorado | |
| EA035525B1 (ru) | Способ добычи углеводородов | |
| Nowrouzi et al. | The mutual effects of injected fluid and rock during imbibition in the process of low and high salinity carbonated water injection into carbonate oil reservoirs | |
| WO2016153934A1 (en) | Engineering formation wettability characteristics | |
| Jordan et al. | Intergated Field Development for Effective Scale Control throughout the Water Cycle in Deep Water Subsea Fields (SPE94052) | |
| Spencer et al. | Geochemical phenomena between Utica‐Point Pleasant shale and hydraulic fracturing fluid | |
| RU2453696C1 (ru) | Способ обработки прискважинной зоны пласта | |
| Franco et al. | Analysis of Deposition Mechanism of Mineral Scales Precipitating in the Sandface and Production Strings of Gas-Condensate Wells | |
| RU2469190C1 (ru) | Способ обработки прискважинной зоны пласта | |
| Li et al. | Studies on the scaling of high pressure and low permeability oil reservoir water injection well | |
| 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 | |
| Mackay et al. | Reservoir simulation, ion reactions, and near-wellbore modeling to aid scale management in a subsea gulf of mexico field | |
| RU2473800C1 (ru) | Способ обработки прискважинной зоны пласта добывающей скважины | |
| Brehme et al. | Injectiontriggered occlusion of flow pathways and its remediation in Mezoberény-Hungary | |
| RU2657052C1 (ru) | Способ испытания и освоения флюидонасыщенного пласта-коллектора трещинного типа (варианты) | |
| Gladkov | Development of a new well-killing fluid based on oil-wetting agent Ng-1 for polymineral low-permeable reservoirs | |
| Bijani et al. | Predicting scale formation in wastewater disposal well of Rag-e-Safid desalting unit No. 1 | |
| Amiri et al. | Screening produced water disposal challenges in an oilfield: scale formation and injectivity impairment | |
| Collins et al. | Enhanced oil recovery injection waters | |
| RU2755114C1 (ru) | Способ разработки слоистой нефтяной залежи | |
| Hashemi et al. | Geochemical and Thermodynamic Study of Formation Water for Reservoir Management in Bibi Hakimeh Oil and Gas Field, Iran | |
| Almukhametova et al. | Scaling Prevention on Wells of Tarasovskoe Field | |
| McCartney | Conditions under which anhydrite precipitation can occur in oil reservoirs as a result of seawater injection |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190720 |