RU2618547C1 - Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты) - Google Patents
Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2618547C1 RU2618547C1 RU2016106803A RU2016106803A RU2618547C1 RU 2618547 C1 RU2618547 C1 RU 2618547C1 RU 2016106803 A RU2016106803 A RU 2016106803A RU 2016106803 A RU2016106803 A RU 2016106803A RU 2618547 C1 RU2618547 C1 RU 2618547C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- well
- fresh water
- acid
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 27
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 109
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 34
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000005695 Ammonium acetate Substances 0.000 claims abstract description 15
- 229940043376 ammonium acetate Drugs 0.000 claims abstract description 15
- 235000019257 ammonium acetate Nutrition 0.000 claims abstract description 15
- USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N Ammonium acetate Chemical compound N.CC(O)=O USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims abstract description 13
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims abstract description 13
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 12
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims abstract description 6
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 37
- -1 ethoxylated alkyl phenol Chemical compound 0.000 claims description 12
- 230000002147 killing effect Effects 0.000 claims description 8
- YIBPLYRWHCQZEB-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;propan-2-one Chemical compound O=C.CC(C)=O YIBPLYRWHCQZEB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 9
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 4
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 abstract description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 abstract description 4
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 abstract description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 abstract 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 abstract 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 abstract 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 35
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 21
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 15
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 14
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 14
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 13
- 239000002585 base Substances 0.000 description 8
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 7
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 7
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 3
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002444 Exopolysaccharide Polymers 0.000 description 1
- VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N Fe3+ Chemical compound [Fe+3] VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 229910001447 ferric ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hydrogen chloride Substances Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000041 hydrogen chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000009965 odorless effect Effects 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- KFSLWBXXFJQRDL-UHFFFAOYSA-N peroxyacetic acid Substances CC(=O)OO KFSLWBXXFJQRDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/607—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation specially adapted for clay formations
- C09K8/608—Polymer compositions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки карбонатных нефтяных пластов. Технический результат изобретения заключается в увеличении нефтеизвлечения за счет повышения охвата пласта воздействием, подключении в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, увеличении фильтрационных свойств матрицы карбонатного коллектора, а также расширение технологических возможностей способа. Способы разработки карбонатного нефтяного пласта включают водоизоляционные работы в добывающих скважинах нагнетанием тампонирующего состава с последующей обработкой призабойной зоны скважины кислотным составом, технологическую выдержку, освоение скважины. По первому варианту новым является то, что в качестве тампонирующего состава для водоизоляционных работ используют состав, включающий ксантан, полиакриламид - ПАА, ацетат хрома и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %:ксантан 0,1-1,5, ПАА 0,1-1,0, ацетат хрома 0,01-1,0, пресная вода остальное. При этом указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 96-240 ч, затем проводят обработку призабойной зоны кислотным составом, в качестве кислотного состава используют состав, включающий ингибированную соляную кислоту, сульфаминовую кислоту, уксуснокислый аммоний, оксиэтилированный алкилфенол и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %: ингибированная соляная кислота 0-80,0, сульфаминовая кислота 1,0-15,0, уксуснокислый аммоний 1,0-6,0, оксиэтилированный алкилфенол 0,01-1,0, пресная вода остальное. После кислотной обработки оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 2-24 ч и осваивают скважину. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки карбонатных нефтяных пластов.
Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта (пат. RU №2395682, МПК Е21В 43/27, опубл. 27.07.2010 г., Бюл. №21), включающий закачку в пласт кислотной системы, технологическую выдержку скважины, введение скважины в эксплуатацию, при этом производят очистку скважины и коллектора призабойной зоны от асфальтосмолопарафиновых отложений промывкой взаимным растворителем или смесью его и сложного эфира уксусной кислоты, после закачки кислотной системы осуществляют продавку их в пласт.
Недостатком способа является неэффективное воздействие на низкопроницаемые нефтяные зоны пласта вследствие проникновения кислоты в высокопроницаемые зоны и расхода кислоты на обработку промытых высокопроницаемых пропластков.
Известен способ ограничения водопритока в добывающей скважине (пат. RU №2347897, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.02.2009 г., Бюл. №6), включающий закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего, мас. %: ксантан - 0,05-0,5, полиакриламид или эфир целлюлозы - 0,025-2,0, щелочь - 0,005-0,1, бактерицид - 0,03-0,3, ацетат хрома - 0,005-0,2, вода - остальное. Соотношение ксантана к полиакриламиду или к эфиру целлюлозы составляет от 1:0,25 до 1:10, причем до и после гелеобразующего состава в пласт закачивают оторочки щелочного раствора.
Недостатком данного способа является снижение продуктивности добывающих скважин из-за отсутствия интенсификации притока нефти из низкопроницаемых нефтяных пропластков.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2204703, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.05.2003 г., Бюл. №14), включающий водоизоляционные работы в добывающих скважинах нагнетанием тампонирующего реагента селективного действия с последующей обработкой призабойной зоны скважины кислотным составом.
Достоинством способа является увеличение нефтеизвлечения за счет снижения обводненности добывающих скважин с одновременной интенсификацией притока добываемой продукции.
Недостатками известного способа являются недостаточное повышение охвата пласта воздействием, высокий риск необратимого ухудшения фильтрационно-емкостных свойств коллектора.
Техническими задачами изобретения являются увеличение нефтеизвлечения за счет повышения охвата пласта воздействием, подключение в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, увеличение фильтрационных свойств матрицы карбонатного коллектора, а также расширение технологических возможностей способа.
Технические задачи решаются способом разработки карбонатного нефтяного пласта, включающим водоизоляционные работы в добывающих скважинах нагнетанием тампонирующего состава с последующей обработкой призабойной зоны скважины кислотным составом, технологическую выдержку, освоение скважины.
По первому варианту новым является то, что в качестве тампонирующего состава для водоизоляционных работ используют состав, включающий ксантан, полиакриламид - ПАА, ацетат хрома и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %:
| ксантан | 0,1-1,5 |
| ПАА | 0,1-1,0 |
| ацетат хрома | 0,01-1,0 |
| пресная вода | остальное |
при этом указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 96-240 ч, затем проводят обработку призабойной зоны кислотным составом, в качестве кислотного состава используют состав, включающий ингибированную соляную кислоту, сульфаминовую кислоту, уксуснокислый аммоний, оксиэтилированный алкилфенол и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %:
| ингибированная соляная кислота | 0-80,0 |
| сульфаминовая кислота | 1,0-15,0 |
| уксуснокислый аммоний | 1,0-6,0 |
| оксиэтилированный алкилфенол | 0,01-1,0 |
| пресная вода | остальное |
после кислотной обработки оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 2-24 ч и осваивают скважину.
По второму варианту новым является то, что в качестве тампонирующего состава для водоизоляционных работ используют состав, включающий ацетоноформальдегидную смолу - АЦФ, полиакриламид - ПАА, гидроксид натрия и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %:
| АЦФ | 20,0-40,0 |
| ПАА | 0,0-0,5 |
| гидроксид натрия | 0,5-2,0 |
| пресная вода | остальное |
при этом указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 24-240 ч, затем проводят обработку призабойной зоны кислотным составом, в качестве кислотного состава используют состав, включающий ингибированную соляную кислоту, сульфаминовую кислоту, уксуснокислый аммоний, оксиэтилированный алкилфенол и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %:
| ингибированная соляная кислота | 0-80,0 |
| сульфаминовая кислота | 1,0-15,0 |
| уксуснокислый аммоний | 1,0-6,0 |
| оксиэтилированный алкилфенол | 0,01-1,0 |
| пресная вода | остальное |
после кислотной обработки оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 2-24 ч и осваивают скважину.
Для приготовления тампонирующих составов используют следующие реагенты:
- ксантан - экзополисахарид микробного происхождения;
- ПАА - синтетический водорастворимый полимер с молекулярной массой (5-15)⋅106 D импортного или отечественного производства;
- ацетат хрома - жидкость темно-зеленого цвета с запахом уксусной кислоты и массовой долей трехвалентного хрома не менее 10,2%;
- АЦФ - вязкая жидкость от светло-желтого до коричневого цвета с массовой долей сухого вещества не менее 75% и массовой долей свободного формальдегида не более 1,5% импортного или отечественного производства;
- гидроксид натрия (натр едкий технический), выпускаемый по ГОСТ Р 55064;
- воду техническую пресную.
Для приготовления кислотного состава используют следующие реагенты:
- ингибированную соляную кислоту, представляющую собой жидкость от бесцветного до желтого цвета с плотностью 1108-1119 кг/м3 и массовой долей хлористого водорода 22-24%;
- сульфаминовую кислоту, представляющую собой белые негигроскопические кристаллы без запаха с молекулярной массой 97,1;
- уксуснокислый аммоний, представляющий собой белые кристаллы, хорошо растворяется в пресной воде, стабилизирует ионы трехвалентного железа;
- оксиэтилированный алкилфенол - неионогенное поверхностно-активное вещество;
- воду техническую пресную.
Сущность способа заключается в следующем.
Первый вариант
При разработке нефтяного пласта, представленного карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, предварительно определяют толщину перфорированного пласта, обводненность добываемой продукции, начальный дебит скважины по нефти, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемы закачки тампонирующих и кислотных составов в зависимости от толщины перфорированного пласта: объем тампонирующего состава составляет 3-5 м3 на один метр вскрытой толщины пласта, объем кислотного состава составляет 1-3 м3 на один метр вскрытой толщины пласта.
Способ осуществляют в два этапа. Закачку составов в пласт проводят с использованием установки КУДР или насосных агрегатов.
На первом этапе осуществляют закачку тампонирующего состава, при следующем содержании компонентов, мас. %: ксантан 0,1-1,5, ПАА - 0,1-1,0, ацетат хрома - 0,01-1,0, пресная вода - остальное.
Приготовление тампонирующего состава производят непосредственно на устье скважины путем смешения реагентов. В емкость насосного агрегата набирают из автоцистерны раствор полимеров (ксантан+ПАА), предварительно приготовленный на химической базе, добавляют пресную воду и ацетат хрома. Перемешивание состава осуществляют в мерной емкости насосного агрегата в течение времени, достаточного для получения однородного состава (10-15 мин). Степень однородности состава определяют визуально.
Приготовленный состав насосным агрегатом закачивают по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) через добывающую скважину в пласт. Приготовление и закачку тампонирующего состава повторяют до запланированных объемов.
Указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 96-240 ч.
Из-за трещинно-порового строения карбонатных коллекторов в добывающих скважинах происходит преждевременный прорыв воды по высокопроницаемым каналам и трещинам, нефть блокируется в матрице карбонатной породы, вследствие чего добываемая продукция обводняется и снижается добыча нефти. Закачка тампонирующего состава позволяет создать водонепроницаемый блокирующий «экран» в обводненных трещинах пласта, способный выдержать напор воды пласта после проведения водоизоляционных работ и препятствующий поступлению воды в добывающую скважину. Время реагирования (создания водонепроницаемого «экрана») составляет 96-240 ч. При взаимодействии компонентов тампонирующего состава происходит структурирование молекул полимеров путем образования внутри- и межмолекулярных связей за счет реакции функциональных групп полимеров с ацетатом хрома.
На втором этапе закачивают кислотный состав при следующем содержании компонентов, мас. %: ингибированная соляная кислота - 0-80,0, сульфаминовая кислота - 1,0-15,0, уксуснокислый аммоний - 1,0-6,0, оксиэтилированный алкилфенол - 0,01-1,0, пресная вода - остальное. Кислотный состав предварительно готовят на химической базе путем смешения реагентов с последующим перемешиванием до однородного состояния.
Закачка в пласт кислотного состава за счет растворения карбонатной породы при реакции с кислотой позволяет улучшить фильтрационные свойства низкопроницаемых нефтяных зон пласта, интенсифицировать приток нефти.
Кислотный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины.
Освоение скважины проводят через 2-24 ч (время реагирования кислотного состава с породой). Определяют обводненность добываемой продукции и дебит скважины по нефти.
Второй вариант
При разработке нефтяного пласта, представленного карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, предварительно определяют толщину перфорированного пласта, обводненность добываемой продукции, начальный дебит скважины по нефти, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемы закачки тампонирующих и кислотных составов в зависимости от толщины перфорированного пласта: объем тампонирующего состава составляет 3-5 м3 на один метр вскрытой толщины пласта, объем кислотного состава составляет 1-3 м3 на один метр вскрытой толщины пласта.
Способ осуществляют в два этапа. Закачку составов в пласт осуществляют с использованием установки КУДР или насосных агрегатов.
На первом этапе осуществляют закачку тампонирующего состава при следующем содержании компонентов, мас. %: АЦФ - 20,0-40,0, ПАА - 0,0-0,5, гидроксид натрия - 0,5-2,0, пресная вода - остальное.
Приготовление тампонирующего состава производят непосредственно на устье скважины путем смешения реагентов. В емкость насосного агрегата набирают из автоцистерны АЦФ с раствором полимера, предварительно приготовленного на химической базе, добавляют пресную воду и отвердитель - раствор гидроксида натрия. Перемешивание состава осуществляют в мерной емкости насосного агрегата в течение времени, достаточного для получения однородного состава (10-15 мин). Степень однородности композиции определяется визуально.
Приготовленный состав насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через добывающую скважину в пласт. Приготовление и закачку тампонирующего состава повторяют до запланированных объемов.
Указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 24-240 ч.
Создание водонепроницаемого «экрана» для снижения обводненности добывающих скважин по второму варианту реализуется за счет отверждения АЦФ под действием гидроксида натрия. Время реагирования (создания водонепроницаемого «экрана») составляет 24-240 ч. При взаимодействии компонентов тампонирующего состава происходит структурирование молекул АЦФ и ПАА путем образования внутри- и межмолекулярных связей под действием гидроксида натрия.
На втором этапе закачивают кислотный состав при следующем содержании компонентов, мас. %: ингибированная соляная кислота - 0-80,0, сульфаминовая кислота - 1,0-15,0, уксуснокислый аммоний - 1,0-6,0, оксиэтилированный алкилфенол - 0,01-1,0, пресная вода - остальное. Кислотный состав предварительно готовят на химической базе путем смешения реагентов с последующим перемешиванием до однородного состояния.
Кислотный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины.
Освоение скважины проводят через 2-24 ч (время реагирования кислотного состава с породой). Определяют обводненность добываемой продукции и дебит скважины по нефти.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1 (по первому варианту)
В качестве объекта опытно-промышленных работ выбрана добывающая скважина, вскрывшая два пропластка карбонатных отложений каширского горизонта. Вскрытая перфорацией толщина пропластков - 3,4 м и 7,6 м соответственно. Абсолютная проницаемость пропластков - 112,6 мкм2 и 43,5 мкм2, нефтенасыщенность - 72% и 48,4% соответственно. Начальный дебит скважины по жидкости до обработки - 14 м3/сут, дебит по нефти - 2,9 т/сут, обводненность скважинной продукции - 78%. Забойное давление составляет 3,3 МПа при пластовом давлении 5,5 МПа. Максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну - 9,0 МПа. Исходя из общей вскрытой толщины пласта рекомендованный объем тампонирующего состава составляет 33-55 м3, объем кислотного состава - 11-33 м3.
Тампонирующий состав включает реагенты при следующем содержании компонентов, мас. %: ксантан - 0,5 (0,2 т), ПАА - 0,1 (0,04 т), ацетат хрома - 0,1 (0,04 т), пресная вода - 99,3 (39,72 т).
Кислотный состав включает реагенты при следующем содержании компонентов, мас. %: ингибированная соляная кислота - 50 (7,5 т), сульфаминовая кислота - 5 (0,75 т), уксуснокислый аммоний - 3 (0,45 т), оксиэтилированный алкилфенол - 0,5 (0,075 т), пресная вода - 41,5 (6,225 т).
Тампонирующий состав готовят следующим образом.
Приготовление состава производят непосредственно на устье скважины путем смешения реагентов. В емкость насосного агрегата (объем емкости насосного агрегата составляет 5 м3) набирают из автоцистерны раствор полимеров, предварительно приготовленный на химической базе (ксантан - 0,025 т, ПАА - 0,005 т, пресная вода 2,470 м3), добавляют воду - 2,495 м3 и ацетат хрома - 0,005 т. Перемешивание состава осуществляют в мерной емкости насосного агрегата в течение времени, достаточного для получения однородного состава (15 мин).
Приготовленный состав насосным агрегатом закачивают по колонне HKT через добывающую скважину в пласт. Цикл приготовления и закачки тампонирующего состава (40 м3) повторяют 8 раз.
После последнего цикла указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью - нефтью (плотностью 890 кг/м3, объемом 6 м3), оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 96 ч.
Затем закачивают кислотный состав в объеме 15 м3 с помощью кислотного агрегата. Кислотный состав предварительно готовят на химической базе путем смешения реагентов с последующим перемешиванием до однородного состояния.
Производят продавку кислотного состава в пласт нефтью (плотностью 890 кг/м3, объемом 6 м3), оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 2 ч.
После окончания закачки запланированного объема тампонирующего (40 м3) и кислотного (15 м3) составов с последующей технологической выдержкой осваивают скважину. Через 15 дней проводят исследования по определению дебита добывающей скважины по нефти и обводненность добываемой продукции.
Результаты исследований показывают, что дебит добывающей скважины по нефти увеличился от 2,9 т/сут до 7,84 т/сут, обводненность скважинной продукции снизилась от 78% до 40% (пример 1, табл. 1).
Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта по первому варианту выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 1 (примеры 1-20).
Пример 2 (по второму варианту)
В качестве объекта опытно-промышленных работ выбрана добывающая скважина, вскрывшая три пропластка карбонатных отложений фаменского горизонта. Вскрытая перфорацией толщина пропластков - 2,4 м, 3,4 м и 2,6 м соответственно. Абсолютная проницаемость пропластков - 112,6 мкм2, 178 мкм2 и 43,5 мкм2, нефтенасыщенность - 72%, 41% и 48,6% соответственно. Начальный дебит скважины по жидкости до обработки - 14,8 м3/сут, дебит по нефти - 3,6 т/сут, обводненность скважинной продукции - 74%. Забойное давление составляет 4,3 МПа при пластовом давлении 6,0 МПа. Максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну - 10,0 МПа. Исходя из общей вскрытой толщины пласта рекомендованный объем тампонирующего состава составляет 25,2-42 м3, объем кислотного состава - 8,4-25,2 м3.
Тампонирующий состав включает реагенты при следующем содержании компонентов, мас. %: АЦФ - 30,0 (9 т), гидроксид натрия - 1,5 (0,45 т), пресная вода - 68,5 (20,55 т).
Кислотный состав включает реагенты при следующем содержании компонентов, мас. %: ингибированная соляная кислота - 30 (4,5 т), сульфаминовая кислота - 10 (1,5 т), уксуснокислый аммоний - 4 (0,6 т), оксиэтилированный алкилфенол - 0,5 (0,075 т), пресная вода - 55,5 (8,325 т).
Тампонирующий состав готовят следующим образом.
Приготовление состава производят непосредственно на устье скважины путем смешения реагентов. В емкость насосного агрегата (объем емкости насосного агрегата составляет 5 м3) набирают из автоцистерны АЦФ (1,5 т) и раствор гидроксида натрия, предварительно приготовленный на химической базе (гидроксид натрия - 0,075 т, вода - 0,675 т), добавляют пресную воду - 2,7 т. Перемешивание состава осуществляют в мерной емкости насосного агрегата в течение времени, достаточного для получения однородного состава (15 мин).
Приготовленный состав насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через добывающую скважину в пласт. Цикл приготовления и закачки тампонирующего состава (30 м3) повторяют 6 раз.
После последнего цикла указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью - нефтью (плотностью 886 кг/м3, объемом 6 м3), оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 24 ч.
Затем закачивают кислотный состав в объеме 15 м3 с помощью кислотного агрегата. Кислотный состав предварительно готовят на химической базе путем смешения реагентов с последующим перемешиванием до однородного состояния.
Производят продавку кислотного состава в пласт нефтью (плотностью 886 кг/м3, объемом 6 м3), оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 2 ч.
После окончания закачки запланированного объема тампонирующего (30 м3) и кислотного (15 м3) составов с последующей технологической выдержкой осваивают скважину. Через 15 дней проводят исследования по определению дебита добывающей скважины по нефти и обводненности добываемой продукции.
Результаты исследований показывают, что дебит добывающей скважины по нефти увеличился от 3,6 т/сут до 6,9 т/сут, обводненность скважинной продукции снизилась от 74% до 39% (пример 21, табл. 1).
Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта по второму варианту выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 1 (примеры 21-40).
Предлагаемый способ позволяет эффективно снизить обводненность продукции на 17-38% и увеличить дебит добывающей скважины по нефти в 1,33-3,78 раза.
Таким образом, предлагаемый способ разработки карбонатного нефтяного пласта позволяет:
- повысить охват пласта воздействием;
- подключить в разработку ранее неохваченные нефтенасыщенные пропластки;
- увеличить фильтрационные свойства матрицы карбонатного коллектора;
- расширить технологические возможности способа.
Claims (10)
1. Способ разработки карбонатного нефтяного пласта, включающий водоизоляционные работы в добывающих скважинах нагнетанием тампонирующего состава с последующей обработкой призабойной зоны скважины кислотным составом, отличающийся тем, что в качестве тампонирующего состава для водоизоляционных работ используют состав, включающий ксантан, полиакриламид - ПАА, ацетат хрома и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %:
при этом указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 96-240 ч, затем проводят обработку призабойной зоны кислотным составом, в качестве кислотного состава используют состав, включающий ингибированную соляную кислоту, сульфаминовую кислоту, уксуснокислый аммоний, оксиэтилированный алкилфенол и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %:
после кислотной обработки оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 2-24 ч и осваивают скважину.
2. Способ разработки карбонатного нефтяного пласта, включающий водоизоляционные работы в добывающих скважинах нагнетанием тампонирующего состава с последующей обработкой призабойной зоны скважины кислотным составом, отличающийся тем, что в качестве тампонирующего состава для водоизоляционных работ используют состав, включающий ацетоноформальдегидную смолу - АЦФ, ПАА, гидроксид натрия и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %:
при этом указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 24-240 ч, затем проводят обработку призабойной зоны кислотным составом, в качестве кислотного состава используют состав, включающий ингибированную соляную кислоту, сульфаминовую кислоту, уксуснокислый аммоний, оксиэтилированный алкилфенол и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %:
после кислотной обработки оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 2-24 ч и осваивают скважину.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016106803A RU2618547C1 (ru) | 2016-02-25 | 2016-02-25 | Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016106803A RU2618547C1 (ru) | 2016-02-25 | 2016-02-25 | Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2618547C1 true RU2618547C1 (ru) | 2017-05-04 |
Family
ID=58697795
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016106803A RU2618547C1 (ru) | 2016-02-25 | 2016-02-25 | Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2618547C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2675394C1 (ru) * | 2018-02-21 | 2018-12-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ термохимической обработки пласта |
| CN110005384A (zh) * | 2019-04-26 | 2019-07-12 | 西南石油大学 | 碳酸盐岩油藏注气井注气效果差异性评价方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2169256C1 (ru) * | 2000-04-03 | 2001-06-20 | Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
| RU2293102C1 (ru) * | 2005-09-26 | 2007-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока в добывающую скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин |
| WO2009022107A1 (en) * | 2007-08-10 | 2009-02-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising xanthan and associated methods |
| RU2540742C1 (ru) * | 2014-01-09 | 2015-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Гидрофобный кислотно-мицеллярный состав для глушения, освоения и вторичного вскрытия продуктивных пластов, пробуренных с использованием буровых растворов на неводной основе |
-
2016
- 2016-02-25 RU RU2016106803A patent/RU2618547C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2169256C1 (ru) * | 2000-04-03 | 2001-06-20 | Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
| RU2293102C1 (ru) * | 2005-09-26 | 2007-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока в добывающую скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин |
| WO2009022107A1 (en) * | 2007-08-10 | 2009-02-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising xanthan and associated methods |
| RU2540742C1 (ru) * | 2014-01-09 | 2015-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Гидрофобный кислотно-мицеллярный состав для глушения, освоения и вторичного вскрытия продуктивных пластов, пробуренных с использованием буровых растворов на неводной основе |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2675394C1 (ru) * | 2018-02-21 | 2018-12-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ термохимической обработки пласта |
| CN110005384A (zh) * | 2019-04-26 | 2019-07-12 | 西南石油大学 | 碳酸盐岩油藏注气井注气效果差异性评价方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US2272672A (en) | Water flooding of oil fields | |
| RU2456439C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| RU2382185C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) | |
| RU2286446C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2618547C1 (ru) | Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты) | |
| RU2627785C1 (ru) | Способ регулирования профиля приёмистости нагнетательной скважины (варианты) | |
| RU2610958C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2424426C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| US20050022990A1 (en) | Compositions and methods for preventing coagulation of water-in-oil emulsion polymers in aqueous saline well treating fluids | |
| RU2483092C1 (ru) | Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин | |
| RU2494246C1 (ru) | Способ обработки околоскважинной зоны | |
| RU2661973C2 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| RU2547025C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты) | |
| RU2610961C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине | |
| RU2483202C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| RU2616893C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах | |
| RU2536070C1 (ru) | Способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов | |
| RU2652238C1 (ru) | Способ термохимической обработки нефтяного пласта (варианты) | |
| RU2719699C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| RU2708924C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления | |
| RU2711202C2 (ru) | Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением | |
| RU2431741C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2291959C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2729667C1 (ru) | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины | |
| RU2304704C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180627 Effective date: 20180627 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180627 Effective date: 20181217 |