RU2502868C1 - Acid treatment method of bottom-hole zone of well in carbonate formation - Google Patents
Acid treatment method of bottom-hole zone of well in carbonate formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2502868C1 RU2502868C1 RU2012125421/03A RU2012125421A RU2502868C1 RU 2502868 C1 RU2502868 C1 RU 2502868C1 RU 2012125421/03 A RU2012125421/03 A RU 2012125421/03A RU 2012125421 A RU2012125421 A RU 2012125421A RU 2502868 C1 RU2502868 C1 RU 2502868C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- acid solution
- formation
- forcing
- reservoir
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта при добыче нефти и газа.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the treatment of the bottom-hole formation zone during oil and gas production.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ кислотной обработки призабойной зоны скважины в карбонатном пласте, включающий закачку кислотного раствора в скважину, продавливание кислотного раствора продавочной жидкостью и выдерживание скважины для реагирования кислотного раствора (см. Ю.П. Коротаев, А.П. Полянский, Эксплуатация газовых скважин, М., 1961, с.328-341).The closest technical solution to the proposed one is the method of acid treatment of the bottom-hole zone of a well in a carbonate formation, which includes injecting an acid solution into a well, forcing an acid solution with a squeezing fluid, and holding the well for the reaction of an acid solution (see Yu.P. Korotaev, A.P. Polyansky , Operation of gas wells, M., 1961, p. 328-341).
Недостатком этого способа является то, что при проведении кислотных обработок не учитываются фильтрационно-емкостные характеристики и температура пласта, что приводит в ряде скважин к нейтрализации кислотного раствора на поверхности стенки скважины с образованием каверн и не образуются глубокопроникающие каналы в призабойной зоне, что снижает эффективность обработок.The disadvantage of this method is that when carrying out acid treatments, the filtration-capacitive characteristics and the temperature of the formation are not taken into account, which leads in some wells to neutralize the acid solution on the surface of the well wall with the formation of caverns and deep-penetrating channels in the bottom-hole zone are not formed, which reduces the effectiveness of the treatments .
Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является устранение указанного недостатка, а именно повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины в карбонатном пласте, за счет образования глубокопроникающих каналов в призабойной зоне, предотвращения нейтрализации кислотного раствора на поверхности стенки скважины и исключения обводнения скважины.The technical result, the achievement of which the present invention is directed, is to eliminate this drawback, namely, increasing the efficiency of processing the bottom-hole zone of the well in the carbonate formation, by forming deep-penetrating channels in the bottom-hole zone, preventing the neutralization of the acid solution on the surface of the wall of the well and eliminating water flooding of the well.
Технический результат изобретения достигается за счет того, что в способе кислотной обработки призабойной зоны скважины в карбонатном пласте, включающем закачку кислотного раствора в скважину, продавливание кислотного раствора продавочной жидкостью, выдерживание скважины для реагирования кислотного раствора и осваивание скважины, перед закачкой кислотного раствора в скважину определяют пористость и проницаемость продуктивного пласта, а также температуру продуктивного пласта, после чего рассчитывают объемную скорость закачки кислотного раствора и продавочной жидкости в скважину по формуле:The technical result of the invention is achieved due to the fact that in the method of acidizing the bottom-hole zone of a well in a carbonate formation, which includes injecting an acidic solution into a well, pushing an acidic solution with a squeezing liquid, keeping the well for reacting the acidic solution and developing the well, before determining the acidic solution into the well, porosity and permeability of the reservoir, as well as the temperature of the reservoir, after which the volumetric acid injection rate is calculated a different solution and squeezing fluid into the well according to the formula:
где q - объемная скорость закачки кислотного раствора и продавочной жидкости в скважину, м3/с;where q is the volumetric rate of injection of the acid solution and squeezing fluid into the well, m 3 / s;
h - толщина продуктивного пласта, м;h is the thickness of the reservoir, m;
T - температура продуктивного пласта, К;T is the temperature of the reservoir, K;
K - проницаемость продуктивного пласта, мкм2;K is the permeability of the reservoir, μm 2 ;
m - пористость продуктивного пласта, доли единицы;m is the porosity of the reservoir, fractions of a unit;
q0 - эмпирический коэффициент, равный от 0,05 до 0,20,q 0 is an empirical coefficient equal to from 0.05 to 0.20,
и закачивают кислотный раствор и продавочную жидкость с рассчитанной объемной скоростью, при этом закачку кислотного раствора в скважину проводят под давлением на забое ниже давления раскрытия естественных микротрещин.and pumping the acid solution and squeezing liquid with the calculated volumetric rate, while the acid solution is pumped into the well under pressure at the bottom below the opening pressure of natural microcracks.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Обрабатывают призабойную зону газодобывающей скважины глубиной 1800 м. Коллектор карбонатный, толщина продуктивного пласта 22 м. Скважина оборудована насосно-компрессорной трубой внутренним диаметром 76 мм. Приготавливают расчетный объем кислотного раствора и продавочной жидкости. Для обработки призабойной зоны пласта принимают объем солянокислотного раствора равным 25 м3 и продавочной жидкости - 12 м3. По геофизическим исследованиям или по исследованиям кернового материала определяют пористость и проницаемость пласта. Средняя проницаемость составляет 0,195 мкм2, пористость - 0,18. Определяют температуру пласта, например, глубинным термометром или по табличным данным рассматриваемого месторождения. Температура, замеренная глубинным термометром равна 308 К.They treat the bottom-hole zone of a gas producing well with a depth of 1800 m. The carbonate reservoir, the thickness of the reservoir is 22 m. The well is equipped with a tubing with an internal diameter of 76 mm. Prepare the estimated volume of the acid solution and squeezing liquid. To treat the bottom-hole zone of the formation, the volume of the hydrochloric acid solution is equal to 25 m 3 and the squeezing liquid is 12 m 3 . Geophysical studies or core studies determine the porosity and permeability of the formation. The average permeability is 0.195 μm 2 , the porosity is 0.18. The temperature of the formation is determined, for example, by a depth thermometer or according to the tabular data of the field in question. The temperature measured by the depth thermometer is 308 K.
Далее рассчитывают объемную скорость закачки кислотного раствора и продавочной жидкости в скважину по формулеThen calculate the volumetric rate of injection of the acid solution and squeezing fluid into the well according to the formula
где q - объемная скорость закачки кислотного раствора и продавочной жидкости в скважину, м3/с;where q is the volumetric rate of injection of the acid solution and squeezing fluid into the well, m 3 / s;
h - толщина продуктивного пласта, м;h is the thickness of the reservoir, m;
T - температура продуктивного пласта, К;T is the temperature of the reservoir, K;
K - проницаемость продуктивного пласта, мкм2;K is the permeability of the reservoir, μm 2 ;
m - пористость продуктивного пласта, доли единицы;m is the porosity of the reservoir, fractions of a unit;
q0 - эмпирический коэффициент, равный от 0,05 до 0,20,q 0 is an empirical coefficient equal to from 0.05 to 0.20,
Принимают скорость закачки 0,8 м3/мин. Обвязывают устье скважины насосами высокого давления с емкостями для кислотного раствора и продавочной жидкости, закачивают кислотный раствор и продавочную жидкость с объемной скоростью 0,8 м3/мин. Выдерживают скважину в течение одного часа для реагирования кислотного раствора и осваивают скважину.Take the injection rate of 0.8 m 3 / min. The wellhead is tied up with high pressure pumps with tanks for acid solution and squeezing liquid, acid solution and squeezing liquid are pumped with a volumetric velocity of 0.8 m 3 / min. The well is kept for one hour for the reaction of the acid solution and the well is mastered.
Чтобы исключить обводнение скважины в результате раскрытия микротрещин, закачку кислотного раствора проводят под давлением ниже давления раскрытия естественных микротрещин.To exclude waterlogging as a result of the opening of microcracks, the injection of the acid solution is carried out under a pressure below the opening pressure of natural microcracks.
Растворение карбонатного коллектора при закачке кислотного раствора, а далее продавочной жидкости со скоростью ниже рассчитанной объемной скорости происходит в режиме каверноообразования, т.е. нейтрализации кислоты на поверхности стенки скважины. Для получения глубокопроникающих каналов необходимо, чтобы скорость подвода кислотного раствора была больше скорости химической реакции (скорости нейтрализации кислотного раствора), которая зависит от температуры, пористости, проницаемости продуктивного пласта. Закачка кислотного раствора и продавочной жидкости с рассчитанной по указанной выше формуле объемной скоростью (объемной скоростью большей скорости нейтрализации кислотного раствора) приводит к образованию глубокопроникающих каналов в призабойной зоне и предотвращению нейтрализации кислотного раствора на поверхности стенки скважины.The dissolution of the carbonate reservoir during the injection of the acid solution and then the squeezing liquid at a rate lower than the calculated space velocity occurs in the mode of cavern formation, i.e. neutralizing acid on the surface of the wall of the well. To obtain deep-penetrating channels, it is necessary that the rate of supply of the acidic solution is greater than the rate of the chemical reaction (rate of neutralization of the acidic solution), which depends on the temperature, porosity, and permeability of the reservoir. The injection of an acid solution and a squeezing fluid with a volume velocity calculated by the above formula (volume velocity greater than the rate of neutralization of the acid solution) leads to the formation of deeply penetrating channels in the bottomhole zone and to prevent the neutralization of the acid solution on the surface of the well wall.
Таким образом, использование данного изобретения позволяет повысить эффективность обработки призабойной зоны скважины в карбонатном пласте.Thus, the use of this invention allows to increase the efficiency of processing the bottom-hole zone of a well in a carbonate formation.
Claims (1)
где q - объемная скорость закачки кислотного раствора и продавочной жидкости в скважину, м3/с;
h - толщина продуктивного пласта, м;
T - температура продуктивного пласта, К;
K - проницаемость продуктивного пласта, мкм2;
m - пористость продуктивного пласта, доли единицы;
q0 - эмпирический коэффициент, равный от 0,05 до 0,20,
и закачивают кислотный раствор и продавочную жидкость с рассчитанной объемной скоростью, при этом закачку кислотного раствора в скважину проводят под давлением на забое ниже давления раскрытия естественных микротрещин. A method of acidic treatment of a bottomhole zone of a well in a carbonate formation, including injecting an acidic solution into a well, pushing an acidic solution with a squeezing liquid, keeping the well for reacting the acidic solution and mastering the well, characterized in that before the acidic solution is injected into the well, the porosity and permeability of the producing formation are determined, as well as the temperature of the reservoir, after which the volumetric rate of injection of the acid solution and squeezing fluid into the well is calculated formula according to the formula
where q is the volumetric rate of injection of the acid solution and squeezing fluid into the well, m 3 / s;
h is the thickness of the reservoir, m;
T is the temperature of the reservoir, K;
K is the permeability of the reservoir, μm 2 ;
m is the porosity of the reservoir, fractions of a unit;
q 0 is an empirical coefficient equal to from 0.05 to 0.20,
and pumping the acid solution and squeezing liquid with the calculated volumetric rate, while the acid solution is pumped into the well under pressure at the bottom below the opening pressure of natural microcracks.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012125421/03A RU2502868C1 (en) | 2012-06-19 | 2012-06-19 | Acid treatment method of bottom-hole zone of well in carbonate formation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012125421/03A RU2502868C1 (en) | 2012-06-19 | 2012-06-19 | Acid treatment method of bottom-hole zone of well in carbonate formation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2502868C1 true RU2502868C1 (en) | 2013-12-27 |
Family
ID=49817739
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012125421/03A RU2502868C1 (en) | 2012-06-19 | 2012-06-19 | Acid treatment method of bottom-hole zone of well in carbonate formation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2502868C1 (en) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20030019627A1 (en) * | 1996-10-09 | 2003-01-30 | Qi Qu | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations |
RU2204703C2 (en) * | 2000-04-27 | 2003-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of oil pool in carbonate reservoirs of fractured-porous type |
RU2272899C1 (en) * | 2004-08-18 | 2006-03-27 | Елена Александровна Румянцева | Method for polymeric gel-forming composition choice to increase reservoir recovery and perform waterproofing works |
RU2276257C2 (en) * | 2004-07-26 | 2006-05-10 | Закрытое акционерное общество "Карнек" | Method for nonuniform permeable cavernous fractured reservoir development |
RU2425209C2 (en) * | 2009-02-24 | 2011-07-27 | Вадим Евгеньевич Андреев | Treatment method of carbonate and carbonate-containing formations (versions) |
-
2012
- 2012-06-19 RU RU2012125421/03A patent/RU2502868C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20030019627A1 (en) * | 1996-10-09 | 2003-01-30 | Qi Qu | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations |
RU2204703C2 (en) * | 2000-04-27 | 2003-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of oil pool in carbonate reservoirs of fractured-porous type |
RU2276257C2 (en) * | 2004-07-26 | 2006-05-10 | Закрытое акционерное общество "Карнек" | Method for nonuniform permeable cavernous fractured reservoir development |
RU2272899C1 (en) * | 2004-08-18 | 2006-03-27 | Елена Александровна Румянцева | Method for polymeric gel-forming composition choice to increase reservoir recovery and perform waterproofing works |
RU2425209C2 (en) * | 2009-02-24 | 2011-07-27 | Вадим Евгеньевич Андреев | Treatment method of carbonate and carbonate-containing formations (versions) |
Non-Patent Citations (3)
Title |
---|
КОРОТАЕВ Ю.П. и др. Эксплуатация газовых скважин. - М., 1961, с.328-341. * |
КОРОТАЕВ Ю.П. и др. Эксплуатация газовых скважин. - М., 1961, с.328-341. ЛОГИНОВ Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: Недра, 1966, с.21-26, 139, 146-149. * |
ЛОГИНОВ Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: Недра, 1966, с.21-26, 139, 146-149. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2566542C1 (en) | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water | |
EP2843184A3 (en) | Method for performing a stimulation operation with proppant placement at a wellsite | |
RU2512216C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
MY160287A (en) | Well treatment fluid | |
NZ718569A (en) | Well treatment fluids containing a zirconium crosslinker and methods of using the same | |
GB2506569A (en) | An apparatus, system and method for injecting a fluid into a formation downhole | |
AR105531A1 (en) | REAL-TIME WELL FUND FLOW MEASUREMENTS FOR HYDRAULIC FRACTURING WITH A DOPPLER SENSOR IN BRIDGE PLUG USING DAS COMMUNICATION | |
MX338806B (en) | System and method for measuring well flow rate. | |
MX2021007021A (en) | Refrac efficiency monitoring. | |
CN105370260B (en) | A kind of spontaneous hydrochloric acid acidization tool suitable for carbonate reservoir | |
RU2502868C1 (en) | Acid treatment method of bottom-hole zone of well in carbonate formation | |
WO2020013732A1 (en) | Method of combined action on a formation | |
RU2490444C1 (en) | Method for near well-bore treatment with acid | |
WO2018088999A1 (en) | System and method for modeling a transient fluid level of a well | |
RU2365741C1 (en) | Method for oil pool development | |
RU2579093C1 (en) | Method for repeated hydraulic fracturing | |
RU2014129365A (en) | Method of reagent-wave treatment of the bottom-hole formation zone by filtration pressure waves | |
RU2509883C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
MX2018004539A (en) | Gelling fluids and related methods of use. | |
RU2638668C1 (en) | Method of thermofoam-acid treatment of near-well zone of carbonate reservoir | |
RU2459939C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2451176C1 (en) | Method of formation bottomhole zone acid treatment | |
RU2534873C2 (en) | Method of oil pool development | |
RU2346149C2 (en) | Method of killing low-temperature gas condensate well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20170721 |