RU2724833C1 - Способ обработки призабойной зоны пласта с терригенным типом коллектора - Google Patents
Способ обработки призабойной зоны пласта с терригенным типом коллектора Download PDFInfo
- Publication number
- RU2724833C1 RU2724833C1 RU2019113289A RU2019113289A RU2724833C1 RU 2724833 C1 RU2724833 C1 RU 2724833C1 RU 2019113289 A RU2019113289 A RU 2019113289A RU 2019113289 A RU2019113289 A RU 2019113289A RU 2724833 C1 RU2724833 C1 RU 2724833C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- solution
- well
- acid
- formation
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 65
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 51
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 45
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 33
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 21
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 10
- MIMUSZHMZBJBPO-UHFFFAOYSA-N 6-methoxy-8-nitroquinoline Chemical compound N1=CC=CC2=CC(OC)=CC([N+]([O-])=O)=C21 MIMUSZHMZBJBPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 23
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 23
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 19
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 claims description 12
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N Disodium Chemical class [Na][Na] QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 15
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 14
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 12
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 55
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 18
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 17
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical class F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 11
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 11
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 5
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 5
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 5
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 5
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 230000002940 repellent Effects 0.000 description 4
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 3
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 3
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 2
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 2
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 2
- KSDGSKVLUHKDAL-UHFFFAOYSA-L disodium;3-[2-carboxylatoethyl(dodecyl)amino]propanoate Chemical compound [Na+].[Na+].CCCCCCCCCCCCN(CCC([O-])=O)CCC([O-])=O KSDGSKVLUHKDAL-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- -1 Trilon D Chemical compound 0.000 description 1
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 230000002925 chemical effect Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000001760 fusel oil Substances 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000040 hydrogen fluoride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 244000005706 microflora Species 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 1
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000007127 saponification reaction Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000004659 sterilization and disinfection Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000007785 strong electrolyte Substances 0.000 description 1
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
-
- 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение продуктивности и дебита добывающих скважин по нефти, повышение проницаемости призабойной зоны пласта, увеличение темпа отбора углеводородов из залежи, текущего и конечного коэффициентов извлечения нефти. Способ обработки призабойной зоны пласта с терригенным типом коллектора включает глушение скважины водным раствором гидроксида натрия с содержанием 0,1-16,0 мас.%, который закачивают в количестве 1,0-1,5 поровых объема, снижение давления в скважине для выноса продуктов реакции из призабойной зоны пласта и скважины, обработку призабойной зоны пласта устройством для генерирования упругих резонансных импульсов без выдержки на технологическую паузу, закачку кислотного раствора, освоение скважины и далее выполняют закачку в пласт водного раствора гидрофобизатора ЭТН ПКД-515 в количестве 1,0-2,0 поровых объема с концентрацией 0,01-3,5 мас.%. Кислотный раствор содержит, мас.%: 24%-ный раствор ингибированной соляной кислоты 5,0-17,5; уксусную кислоту 0,1-15,0; бифторид аммония 0,5-21,0; неионогенное поверхностно-активное вещество ОП-10 0,1-4,0; Трилон «В» 0,1-5,0; пресную воду остальное. 2 ил., 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для интенсификации добычи углеводородов на месторождениях, представленных терригенным продуктивным пластом с использованием физического и физико-химического воздействий.
Известны способы обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) с помощью соляной, азотной, фосфорной, плавиковой кислот или их смесей (Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. - М.: Недра, 256 с.).
Недостатками данных способов являются значительное разрушение скелета породы коллектора по причине высокой скорости протекания химических реакций из-за использования концентрированных растворов кислот, использование кислотных растворов, характеризующихся высокой коррозионной активностью, а также образование вторичных, малорастворимых и побочных продуктов реакций, которые значительно ухудшают фильтрационно-емкостные свойства пласта.
Известен способ обработки призабойной зоны терригенного пласта (патент РФ №2278967, кл. Е21В 43/27, опубл. 27.06.2006 г.), включающий закачку буферного раствора, солянокислотного раствора и фтористоводородного раствора и удаление раствора кислоты из призабойной зоны без выдержки на реагирование. При этом, буферный раствор закачивают после солянокислотного раствора, перед закачкой солянокислотного раствора устраивают ванну солянокислотного раствора на забое скважины, удаление раствора соляной кислоты из призабойной зоны без выдержки на реагирование проводят свабированием, в качестве фтористоводородного раствора используют смесь соляной и фтористоводородной кислот с добавкой поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, после закачки фтористоводородного раствора проводят технологическую выдержку на реагирование в течение 1-2 ч и осваивают скважину свабированием до расчетной продуктивности.
Недостатками данного способа являются неглубокий охват пласта кислотным воздействием и, соответственно, отсутствие значительного технологического эффекта от проведения обработки призабойной зоны продуктивного пласта, также кислотный раствор обладает высокой коррозионной активностью.
Известен кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением (патент РФ №2407769, кл. C09K 8/74, кл. Е21В 43/27, опубл. 27.12.2010 г.), включающий хлорсодержащие реагенты, алкилбензолсульфокислоту, содержащую в алкильной группе 12-14 атомов углерода и пресную воду, дополнительно содержит метанол, сивушное масло, уксусную кислоту, лимонную кислоту, препарат ОС-20, представляющий из себя этоксилат натуральных высших жирных спиртов фракции C16-C18, ингибитор коррозии «ИКУ-118», а в качестве хлорсодержащих реагентов содержит хлорид аммония и соляную кислоту. Способ включает последовательную закачку в скважину буферной жидкости, в качестве которой используют 1,5-3,0 %-ный раствор хлорида аммония, в количестве 0,5-1,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, и кислотного состава в количестве 0,5-2,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт с использованием указанной выше буферной жидкости в количестве 1,0-3,0 м3 и жидкости для продавки, в качестве которой используют пресную или минерализованную воду или водо-нефтяную эмульсию, или нефть, выдержку на реакцию в течение не более 8 ч и последующее удаление продуктов реакции.
Недостатками данного состава и способа являются как сложность приготовления раствора по причине многокомпонентности кислотного состава для проведения обработки призабойной зоны пласта, так и, соответственно, малая вероятность достижения планируемого технологического эффекта от мероприятия, а также данный состав не растворяет кварцевую составляющую терригенного пласта.
Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта (патент РФ №2614994, кл. C09K 8/74, опубл. 03.04.2017 г.), содержащий уксусную кислоту, ингибитор коррозии и воду, дополнительно содержит фтористоводородную кислоту, трилон В, трилон D, аммоний хлористый, Deriphat 160 С при следующем соотношении компонентов, мас. %: уксусная кислота 15,0-40,0; фтористоводородная кислота 1,0-3,0; трилон В 0,5-4,0; трилон D 1,5-6,0; аммоний хлористый 3,0-7,0; Deriphat 160 С 0,5-2,0; ингибитор коррозии 2,0-6,0; вода остальное.
Недостатками данного состава являются недостаточно глубокий охват пласта кислотным воздействием в связи с быстрым прекращением возможности осуществления в пласте обратимых реакций хлористого аммония и уксусной кислоты по образованию соляной кислоты и, соответственно, малая вероятность достижения планируемого технологического эффекта от мероприятия.
Известно устройство для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины (патент РФ на полезную модель №131503, кл. G01V 1/00, опубл. 20.08.2013 г.).
Данное устройство предназначено для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины, состоящее из наземного пульта питания, управления и контроля, а также корпуса скважинного прибора. В корпусе размещены: источник повышенного напряжения в виде последовательно соединенных трансформаторов, блок выпрямления и блок умножения напряжения, конденсаторный накопитель электрической энергии, разрядник и излучатель, состоящий из высоковольтного и низковольтного электродов, а излучатель снабжен низковольтным электродом, соединенным с вращающимся блоком корпуса, выполненным в виде цилиндра, установленного на подшипниках скольжения с вырезом для контакта со скважинным флюидом, заполненного с противоположной стороны выреза тяжелым металлом, например свинцом, так что при движении в горизонтальной скважине вырез всегда направлен вверх, при этом корпус скважинного прибора оснащен эластичными пакерами, а разрядник выполнен в виде безнакального тиратрона.
Недостатком данного устройства является отсутствие технологии его применения для обработки призабойной зоны пласта с терригенным типом коллектора по достижению продолжительного технологического эффекта и снижения себестоимости добычи углеводородов.
Известен способ обработки призабойной зоны терригенного нефтяного пласта (патент РФ №2475638, кл. Е21В 43/27, кл. Е21В 43/22, кл. C09K 8/72, опубл. 20.02.2013 г.), принятый за прототип. Данный способ осуществляется путем закачки кислотного раствора в призабойную зону терригенного нефтяного пласта. При этом, перед закачкой кислотного раствора скважина глушится раствором гидроксида щелочного металла с добавлением хлорида калия и/или натрия в количестве 0-35 мас. % для подбора оптимальной плотности состава, затем в скважину закачивается водный раствор соляной кислоты концентрации 4-8 мас. % и фтористоводородной кислоты концентрации 0,5-1,5 мас. % с добавлением динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты (трилон «В») в количестве 0,01-0,5 мас. %, додецилсульфата натрия в количестве 0,01-0,1 мас. %, после чего производится закачка в пласт водного раствора гидрофобизатора НГ-1 концентрации 0,01-2 мас. %.
Недостатками данного способа являются малый охват пласта кислотным воздействием и, соответственно, низкий технологический эффект от проведения обработки ПЗП, также кислотный состав характеризуется высокой коррозионной активностью. Кроме того, применение водного раствора гидрофобизатора НГ-1 приводит к обратному эффекту, снижению прочности породы продуктивного пласта, насыщенной жидкостью.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности разработки продуктивных пластов с терригенным типом коллектора, улучшение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта, увеличение охвата продуктивного пласта воздействием, снижение энергетических затрат и себестоимости добычи углеводородного сырья из продуктивных пластов эксплуатационных объектов данной категории запасов, достижение требуемого технологического эффекта от внедренных научно-технических решений, достижение и превышение проектных показателей разработки месторождений с терригенным типом коллектора.
Поставленная техническая задача решается способом обработки призабойной зоны пласта с терригенным типом коллектора, включающим глушение скважины водным раствором гидроксида щелочного металла и закачку кислотного раствора в продуктивный пласт с добавлением динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты (трилон «В»).
Новым является то, что при глушении скважины осуществляют закачку водного раствора гидроксида щелочного металла в продуктивный пласт в количестве 1,0-1,5 поровых объема, в качестве гидроксида щелочного металла используют водный раствор гидроксида натрия с содержанием 0,1-16,0 мас. %, кислотный раствор содержит 24%-ный раствор ингибированной соляной кислоты, бифторид аммония, пресную воду и дополнительно неионогенный ПАВ - реагент ОП-10 при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| 24%-ный раствор ингибированной | |
| соляной кислоты | 5,0-17,5 |
| Уксусная кислота | 0,1-15,0 |
| Бифторид аммония | 0,5-21,0 |
| Реагент ОП-10 | 0,1-4,0 |
| Трилон «В» | 0,1-5,0 |
| Пресная вода | остальное, |
после закачки в пласт водного раствора гидроксида щелочного металла производят снижение давления в скважине для выноса продуктов реакции из призабойной зоны пласта и скважины, затем перед закачкой кислотного раствора производят обработку призабойной зоны пласта устройством для генерирования упругих резонансных импульсов без выдержки на технологическую паузу, после закачки кислотного раствора в продуктивный пласт проводят освоение скважины и, далее выполняют закачку в пласт водного раствора реагента ЭТН ПКД-515 в количестве 1,0-2,0 поровых объема с концентрацией 0,01-3,5 мас. %.
Для эффективной разработки нефтяных и газовых месторождений с терригенным типом коллектора важным условием является улучшение гидродинамической связи системы «скважина - призабойная зона пласта - продуктивный пласт», улучшение фильтрационно-емкостных свойств ПЗП и продуктивного пласта, повышение подвижности углеводородов, увеличение охвата продуктивного пласта, обеспечение максимального возможной длительности технологического эффекта от внедрения научно-технического решения. Обработка ПЗП предлагаемым кислотным раствором направлена на улучшение ее фильтрационно-емкостных свойств за счет растворения кварцевой составляющей и карбонатного цемента терригенного пласта. Применение ингибированной соляной кислоты направлено на эффективное растворение карбонатного цемента терригенного пласта и фильтрационно-емкостных свойств ПЗП, но при этом кислотные растворы на ее основе характеризуются низкой коррозионной активностью. Добавление уксусной кислоты направлено на стабилизацию кислотного раствора, предотвращая образование нерастворимых осадков реакции, и на регулирование интенсивности протекания химических реакций с целью максимально глубокого охвата пласта воздействием. Бифторид аммония предназначен для растворения кварцевой составляющей терригенного пласта и, в сравнении с плавиковой кислотой, способствует замедлению скорости прохождения реакции, за счет чего кислотный раствор в активном состоянии проникает глубже в пласт, расширяя радиус обработки пласта вокруг ствола скважины. Включение в состав кислотного раствора трилона «В», динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты обеспечивает предотвращение осадкообразования продуктов при реакции кислотного раствора с породой призабойной зоны пласта. Использование неионогенного ПАВ облегчает проникновение кислотного раствора в микроскопические поры породы, облегчает отделение от породы воды и дает возможность кислоте вступить в контакт с породой, растворяя за счет проникновения кислоты через нефтяные пленки, покрывающие поверхность породы и выстилающие поверхность пор. В качестве неионогенного ПАВ предложено использовать реагент ОП-10, представляющий собой продукты обработки смеси моно- и диалкилфенолов окисью этилена и имеющий наиболее низкий показатель адсорбции на породе среди реагентов своего класса. Пресная вода перед приготовлением кислотного раствора должна быть обязательно подготовлена: выполнено обеззараживание от различной микрофлоры, проведена очистка от различных твердых частиц до требуемых параметров в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств пласта.
Применение физического воздействия на нефтяных и газовых месторождениях с терригенным типом коллектора направлено, в первую очередь, на улучшение и восстановление фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта для последующего обеспечения максимального охвата пласта физико-химическим воздействием при закачке кислотного состава, во вторую очередь, на увеличение подвижности углеводородов в удаленных от скважины участках пласта. В качестве источника физического воздействия рассматривается устройство, предназначенное для генерирования упругих резонансных импульсов в гидросфере горизонтальной скважины, которое также может быть успешно и эффективно использовано в вертикальных скважинах. Интенсивность, продолжительность обработки и интервалы обработки продуктивного пласта физическим воздействием определяются по исходным геолого-промысловым данным.
Использование гидроксида щелочного металла в жидкости глушения и закачки в продуктивный пласт способствует декольматации ПЗП на начальной стадии технологического процесса и ее очистки от продуктов реакции на конечной стадии за счет снижения давления, обеспечивающее вынос продуктов реакции из призабойной зоны пласта и скважины. Данная возможность обусловлена способностью щелочей к омылению ими жирных кислот содержащихся в нефти, вследствие чего снижается вязкость нефти в призабойной зоне, а сам забой очищается от асфальтосмолопарафинистых отложений. Кроме того, результатом омыления нефти является гидрофилизация породы-коллектора, что снижает фильтрационные сопротивления при последующей закачке кислотного состава в пласт. В качестве щелочи наиболее целесообразно применение гидроксида натрия (каустической соды, едкого натрия), который хорошо растворяется в воде (максимальная концентрация при 20°С - 50%, при 80°С - 70%), будучи сильным электролитом, легко диффундирует и имеет максимальную активность по отношению к минералам кремнезема и силикатам при температурах в диапазоне 75-80°С. Однако процесс закачки реагентов в пласт и снижение давления в скважине не должно приводить к разрушению скелета породы ПЗП.
Для дополнительного повышения продолжительности эффекта от мероприятия за счет снижения обводненности скважинной продукции и повышения подвижности углеводородов в ПЗП, проводится закачка гидрофобизатора в продуктивный пласт для регулирования смачиваемости и изменения межфазного натяжения пород пласта. В качестве гидрофобизатора рекомендовано использовать реагент ЭТН ПКД-515.
Все реагенты, используемые в заявленном способе, выпускаются отечественной промышленностью.
Ингибированная соляная кислота выпускается по ТУ 2458-526-05763441-2010.
Уксусная кислота выпускается ГОСТ 61-75
Бифторид аммония выпускается по ГОСТ 9546-75.
Трилон «В» выпускается по ГОСТ 10652-73.
Реагент ОП-10 выпускается по ГОСТ 8433-81.
Реагент ЭТН ПКД-515 (полное название: ЭТН ПКД-515 ПАВ комплексного действия) выпускается по ТУ 2458-005-12977543-2003.
Предложенные научно-технические решения подтверждаются результатами лабораторных исследований. Исследования проводились в соответствии с ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях». Экспериментальные исследования проводились на цилиндрических натуральных образцах песчаников с использованием установки FDES-645 (Coretest Systems), предназначенной для оценки повреждения пласта. Данная установка позволяет проводить экспериментальные фильтрационные исследования с моделированием термобарических условий максимально приближенных к пластовым. Описываемый способ поясняется результатами фильтрационных исследований с использованием керна, проведенных при моделировании термобарических условий: графиком по влиянию обработки модели пласта физическим воздействием на подвижность нефти (фиг. 1) и гистограммой изменения проницаемости керна по нефти при закачке разработанного кислотного состава (фиг. 2). В фильтрационных исследованиях в качестве модели пласта использовались образцы песчаника с карбонатно-глинистым цементом.
Как видно из графика (фиг. 1), применение физического воздействия при разработке продуктивных пластов с терригенным типом коллектора позволяет повысить подвижность нефти в пласте на 25-35%. Как видно из гистограммы (фиг. 2), применение разработанного кислотного состава при обработке продуктивных пластов с терригенным типом коллектора позволяет повысить проницаемость призабойной зоны пласта в 1,8-3,0 раза.
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.
На начальной стадии разработки месторождений эксплуатация добывающих скважин позволяет вытеснить углеводороды из высокопроницаемых участков призабойной зоны пласта с терригенным типом коллектора. Снижение продуктивности и дебита добывающей скважины является критерием необходимости выполнения дополнительных геолого-технических мероприятий для поддержания текущих показателей разработки залежи. Для этого сначала останавливают работы добывающей скважины, затем проводят мероприятия по интенсификации добычи углеводородов на месторождениях с терригенным типом коллектора, которые разделяют на два этапа: подготовительный и основной. Подготовительный этап включает закачку гидроксида щелочного металла и обработку ПЗП физическим воздействием. Закачка гидроксида щелочного металла в продуктивный пласт при глушении скважины способствует декольматации и последующей очистке ПЗП путем выноса из него продуктов реакции за счет снижения давления в скважине. Обработку ПЗП физическим воздействием осуществляют путем спуска источника физического воздействия в добывающую скважину. В зависимости от толщины продуктивного пласта выбирается необходимое количество интервалов для обработки, что позволяет обрабатывать пласты большой толщины (минимум одна обработка физическим воздействием через каждые 5-6 метров толщины пласта). Далее, в каждом интервале воздействуют упругими импульсами в выбранном диапазоне частот при помощи источника упругих резонансных импульсов. Необходимый диапазон частот и количество импульсов воздействия подбирается специально для каждой скважины индивидуально на основе анализа геолого-промыслового материала и лабораторных исследований устьевых проб нефти. Физическое воздействие направлено на улучшение и восстановление фильтрационно-емкостных свойств коллектора, а также на создание микротрещин для увеличения охвата пласта кислотным воздействием. После проведения операции по физическому воздействию, источник упругих резонансных импульсов поднимают и переходят на основной этап работ по интенсификации добычи углеводородов. Основной этап работ включает: закачку кислотного раствора в продуктивный пласт; освоение скважины и обработку ПЗП водным раствором гидрофобизатора - реагентом ЭТН ПКД-515. Закачку реагентов в продуктивный пласт осуществляют при постоянном контроле давления, в случае достижения забойного давления значения 95% давления гидравлического разрыва пласта - работы необходимо остановить и произвести повторный расчет по уточнению объема закачиваемых растворов. При данной ситуации, необходимо уточнение объема и продолжительности закачки всех реагентов, закачиваемых в продуктивный пласт, с учетом конкретных геолого-физических условий залежи.
Способ иллюстрируется следующим примером.
Пример. В разработку вводится нефтяная залежь с терригенным типом коллектора: размеры залежи 6,9 км × 7,4 км, глубина залегания продуктивного пласта 2100-2450 м, толщина продуктивного пласта 10-15 м, пластовая температура 60°С, начальное пластовое давление 25,0 МПа, нефтенасыщенность 0,60-0,75 д.ед., пористость коллектора 17-22%, проницаемость пласта 0,05-0,3 мкм2, плотность нефти 870-890 кг/м3, вязкость нефти в пластовых условиях 1,4-2,0 мПа⋅с, карбонатность коллектора 5-12%. Для интенсификации добычи производят технологическую операцию в добывающей скважине по обработке призабойной зоны пласта с терригенным типом коллектора с дебитом по жидкости 75,0 м3/сут. Максимальный расход при закачке технологических жидкостей (водный раствор гидроксида щелочного металла, кислотный раствор, водный раствор гидрофобизатора) составит 60-120 м3/сут. Для обработки призабойной зоны пласта с терригенным типом коллектора закачивают кислотный раствор в объеме, равном одному объему призабойной зоны пласта (80 м3 по данным гидродинамических исследований). Для условий добывающей скважины выбирают кислотный состав, содержащий 24%-ный раствор ингибированной соляной кислоты 8,0 мас. %, уксусную кислоту 5,0% мас. %, бифторид аммония 15,0 мас. %, реагент ОП-10 1,0 мас. %, трилон «В» 1,0 мас. %, пресную воду 70,0 мас. %. Перед закачкой кислотного состава, производят глушение скважины водным раствором гидроксида натрия с содержанием 5,0 мас. % с последующей закачкой его в пласт в объеме 20,0 м3, затем производят снижение давления в скважине для выноса продуктов реакции из призабойной зоны пласта и скважины. Далее выполняют обработку ПЗП физическим воздействием в трех зонах скважины по глубине от кровли до подошвы пласта через каждые 5 метров. Затем осуществляют закачку кислотного раствора в пласт. После закачки кислотного раствора проводят освоение скважины и производят обработку продуктивного пласта водным раствором гидрофобизатора ЭТН ПКД-515 в объеме 45,0 м3. Использование предлагаемого способа позволит снизить себестоимость добычи углеводородов из залежей с терригенным типом коллектора и повысить рентабельность разработки эксплуатационных объектов данной категории запасов.
Технический результат применения способа обработки призабойной зоны пласта с терригенным типом коллектора заключается в повышении продуктивности и дебита добывающих скважин по нефти, повышение проницаемости призабойной зоны пласта, увеличения темпа отбора углеводородов из залежи, текущего и конечного коэффициента извлечения нефти.
Claims (3)
- Способ обработки призабойной зоны пласта с терригенным типом коллектора, включающий глушение скважины водным раствором гидроксида щелочного металла и закачку кислотного раствора в продуктивный пласт с добавлением динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты (трилона «В»), отличающийся тем, что при глушении скважины осуществляют закачку водного раствора гидроксида щелочного металла в продуктивный пласт в количестве 1,0-1,5 поровых объема, в качестве водного раствора гидроксида щелочного металла используют водный раствор гидроксида натрия с содержанием 0,1-16,0 мас.%, кислотный раствор содержит 24%-ный раствор ингибированной соляной кислоты, бифторид аммония, пресную воду и дополнительно неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ - реагент ОП-10 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
-
24%-ный раствор ингибированной соляной кислоты 5,0-17,5 Уксусная кислота 0,1-15,0 Бифторид аммония 0,5-21,0 Реагент ОП-10 0,1-4,0 Трилон «В» 0,1-5,0 Пресная вода остальное, - после закачки в пласт водного раствора гидроксида щелочного металла производят снижение давления в скважине для выноса продуктов реакции из призабойной зоны пласта и скважины, затем перед закачкой кислотного раствора производят обработку призабойной зоны пласта устройством для генерирования упругих резонансных импульсов без выдержки на технологическую паузу, после закачки кислотного раствора в продуктивный пласт проводят освоение скважины и далее выполняют закачку в пласт водного раствора реагента ЭТН ПКД-515 в количестве 1,0-2,0 поровых объема с концентрацией 0,01-3,5 мас.%.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019113289A RU2724833C1 (ru) | 2019-04-29 | 2019-04-29 | Способ обработки призабойной зоны пласта с терригенным типом коллектора |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019113289A RU2724833C1 (ru) | 2019-04-29 | 2019-04-29 | Способ обработки призабойной зоны пласта с терригенным типом коллектора |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2724833C1 true RU2724833C1 (ru) | 2020-06-25 |
Family
ID=71136170
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019113289A RU2724833C1 (ru) | 2019-04-29 | 2019-04-29 | Способ обработки призабойной зоны пласта с терригенным типом коллектора |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2724833C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2789772C1 (ru) * | 2022-06-07 | 2023-02-09 | Акционерное общество "РУСБУРМАШ" | Способ декольматации фильтров и прифильтровой зоны скважин |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4371443A (en) * | 1981-02-09 | 1983-02-01 | Halliburton Company | Method of and composition for acidizing subterranean formations |
| RU2352773C1 (ru) * | 2007-10-31 | 2009-04-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2475638C1 (ru) * | 2011-08-12 | 2013-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Способ обработки призабойной зоны терригенного нефтяного пласта |
| RU2614994C1 (ru) * | 2016-01-18 | 2017-04-03 | Рустам Валерьевич Карапетов | Состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта |
| RU2641044C1 (ru) * | 2017-01-09 | 2018-01-15 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
-
2019
- 2019-04-29 RU RU2019113289A patent/RU2724833C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4371443A (en) * | 1981-02-09 | 1983-02-01 | Halliburton Company | Method of and composition for acidizing subterranean formations |
| RU2352773C1 (ru) * | 2007-10-31 | 2009-04-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2475638C1 (ru) * | 2011-08-12 | 2013-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Способ обработки призабойной зоны терригенного нефтяного пласта |
| RU2614994C1 (ru) * | 2016-01-18 | 2017-04-03 | Рустам Валерьевич Карапетов | Состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта |
| RU2641044C1 (ru) * | 2017-01-09 | 2018-01-15 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ТУ 2458-005-12977543-2003. Реагент "ЭТН-ПДК-515". * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2789772C1 (ru) * | 2022-06-07 | 2023-02-09 | Акционерное общество "РУСБУРМАШ" | Способ декольматации фильтров и прифильтровой зоны скважин |
| RU2819357C1 (ru) * | 2023-11-02 | 2024-05-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3568772A (en) | Well stimulation with micellar dispersions | |
| US2885004A (en) | Treatment of wells | |
| US7559372B2 (en) | Composition and process for enhanced oil recovery | |
| US8469099B2 (en) | Hydraulic fracturing of subterranean formations | |
| US11692128B2 (en) | Diversion acid containing a water-soluble retarding agent and methods of making and using | |
| US3434545A (en) | Acid treating subterranean formations | |
| US3625284A (en) | Stimulation of water injection wells with micellar dispersions | |
| RU2724833C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта с терригенным типом коллектора | |
| US3467188A (en) | Oil recovery process utilizing miniature slug of oil-external micellar dispersion | |
| US3421585A (en) | Liquid preflush composition and use thereof in acidizing earth formations | |
| RU2270913C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| US20090205823A1 (en) | Process for enhancing the production of oil from depleted, fractured reservoirs using surfactants and gas pressurization | |
| RU2612693C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах без подъема глубинонасосного оборудования | |
| RU2140531C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2579095C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи | |
| RU2319726C1 (ru) | Реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2696745C1 (ru) | Способ снижения аномалий вязкости пластовой нефти | |
| US3500932A (en) | Use of micellar solution to precede sandfrac treatments | |
| RU2433260C1 (ru) | Способ кислотной обработки скважин в терригенном коллекторе | |
| RU2662724C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором | |
| RU2139425C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны низкопродуктивных коллекторов пласта | |
| RU2776820C1 (ru) | Химический реагент для обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин | |
| RU2665494C2 (ru) | Способ изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами | |
| RU2810380C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2757456C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой |