RU2728401C1 - Способ кислотной обработки продуктивного пласта - Google Patents
Способ кислотной обработки продуктивного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2728401C1 RU2728401C1 RU2019118499A RU2019118499A RU2728401C1 RU 2728401 C1 RU2728401 C1 RU 2728401C1 RU 2019118499 A RU2019118499 A RU 2019118499A RU 2019118499 A RU2019118499 A RU 2019118499A RU 2728401 C1 RU2728401 C1 RU 2728401C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- composition
- reaction products
- acid
- acid composition
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 72
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 title abstract description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 62
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 40
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 9
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 abstract description 6
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 abstract description 6
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000003260 vortexing Methods 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 14
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 7
- 239000000047 product Substances 0.000 description 7
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 7
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 6
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 4
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 229910004014 SiF4 Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- ABTOQLMXBSRXSM-UHFFFAOYSA-N silicon tetrafluoride Chemical compound F[Si](F)(F)F ABTOQLMXBSRXSM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 3
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229910021578 Iron(III) chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- -1 MgCl Chemical compound 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 2
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910003638 H2SiF6 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910020440 K2SiF6 Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 229910004883 Na2SiF6 Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013494 PH determination Methods 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 235000010216 calcium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical class [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000011132 calcium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 229910052681 coesite Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 1
- 229910052906 cristobalite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 1
- RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K iron trichloride Chemical compound Cl[Fe](Cl)Cl RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 229910052682 stishovite Inorganic materials 0.000 description 1
- ZEFWRWWINDLIIV-UHFFFAOYSA-N tetrafluorosilane;dihydrofluoride Chemical compound F.F.F[Si](F)(F)F ZEFWRWWINDLIIV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052905 tridymite Inorganic materials 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
- 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
-
- 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or 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 нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором. Технический результат – повышение эффективности способа кислотной обработки продуктивного пласта, возможность работы с различными по составу коллекторами. В способе кислотной обработки продуктивного пласта, включающем последовательную закачку в пласт щелочной композиции и кислотного состава в сочетании с технологическими выдержками, а также продавку продуктов реакции в пласт, перед закачкой составов проводят исследования для определения допустимого давления закачки, кислотного состава, позволяющего повысить проницаемость пласта как минимум на 10%, и химического состава продуктов реакции с породой, рассчитывают необходимый объем закачки на единицу толщины вскрытого продуктивного пласта и проводят исследования для определения щелочной композиции, наиболее эффективно нейтрализующей кислотный состав до рН, допустимого для данной скважины, и ее объема на единицу толщины вскрытого продуктивного пласта для растворения при этом продуктов реакции до величины, достаточной для дальнейшей продавки в пласт. Сначала в пласт закачивают выбранный кислотный состав в необходимом объеме, рассчитанном исходя из длины вскрытого продуктивного пласта, и с давлением не выше 80% от допустимого. После технологической выдержки, достаточной для реагирования с породой пласта, закачивают выбранную щелочную композицию необходимого объема с давлением не выше 80% от допустимого. Продавку продуктов реакции дальше в пласт в удалённые зоны, которые не задействованы в разработке на данном этапе, производят после технологической выдержки, достаточной для нейтрализации кислотного состава. 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором.
Известен способ обезвреживания продуктов кислотной обработки призабойной зоны скважины (патент RU № 2416717, МПК E21B 43/22, B09B 1/00, опубл. 20.04.2011 в Бюл. № 11), включающий отбор пробы для определения значения водородного показателя - рН жидкости после кислотной обработки, определение необходимого количества раствора для нейтрализации кислотных составляющих жидкости, приготовление раствора для нейтрализации с плотностью, меньшей плотности жидкости, поступающей из пласта, дозирование полученного раствора, запуск скважины в работу, ежедневный отбор пробы жидкости из скважины, определение значений рН продуктов кислотной обработки и по достижении значения рН продуктов кислотной обработки, равного значению рН пластовых флюидов, остановку дозирования раствора для нейтрализации, причем предварительно раствор для нейтрализации в объеме, определяемом из условия поддержания значения рН жидкости на устье скважины при обезвреживании продуктов кислотной обработки большего, чем рН пластовой жидкости, закачивают в межтрубное пространство скважины, закрывают его, проводят технологическую выдержку для прохождения реакции между раствором для нейтрализации и пластовой жидкостью на границе контакта жидкостей, затем продолжают указанное дозирование периодически.
Недостатками данного способа являются отсутствие удаления продуктов реакции из призабойной зоны пласта (ПЗП), кислотная обработка пласта проводится без учета свойств пласта и изначально поддерживают необходимого рН жидкости только на устье, при этом извлечении продуктов
реакции путем создания депрессии продукты реакции кислотной композиции с породой пласта оседают в призабойной зоне, что в совокупности может с большой вероятностью привести к кольматации призабойной зоны пласта.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2156352, МПК E21B 43/22, опубл. 20.09.2000 в Бюл. № 26), включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и проведение интенсификационных работ с размещением на забое нагнетательных скважин щелочноземельного металла, причем при проведении интенсификационных работ на забое нагнетательной скважины размещают щелочной, или щелочноземельный металл, или сплав на его основе в изолированном от скважинной жидкости виде, организуют контактирование щелочного, или щелочноземельного металла, или сплава на его основе со скважинной жидкостью, закачивают продукты реакции в призабойную зону скважины, проводят технологическую выдержку и закачивают раствор глинокислоты, а продукты реакции продавливают в пласт рабочим агентом, причем перед проведением интенсификационных работ заполняют забой скважины кислотным раствором.
Недостатками данного способа являются обработка реагентами проводится без учета свойств пласта, обработка кислотный раствор – щелочной металл – кислотный раствор снижает химическую активность ингредиентов, что в совокупности снижает эффективность воздействия на пласт, а использование только глинокислоты сужает область применения из-за ее низкой эффективности в карбонатных коллекторах.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание эффективного способа кислотной обработки продуктивного пласта благодаря использования реагентов, воздействующих на пласт, и реагентов, нейтрализующих вещества после воздействия, подбираемых исходя из свойств продуктивного пласта для возможности работы с различными по составу коллекторами.
Техническая задача решается способом обработки продуктивного пласта, включающим последовательную закачку в пласт щелочной композиции и кислотного состава в сочетании с технологическими выдержками, а также продавку продуктов реакции в пласт.
Новым является то, что перед закачкой составов проводят исследования для определения допустимого давления закачки, кислотного состава, позволяющего повысить проницаемость пласта как минимум на 10%, и химический состав продуктов реакции с породой, также определяют необходимый объем закачки на единицу длины вскрытого продуктивного пласта и проводят исследования для определения щелочной композиции наиболее эффективно нейтрализующего кислотный состав до рН, допустимого для данной скважины, и его объема на единицу длины вскрытого продуктивного пласта для растворения при этом продуктов реакции до величины, достаточной для дальнейшей продавки в пласт, сначала в пласт закачивают выбранный кислотный состав в необходимом объеме, рассчитанным исходя из длины вскрытого продуктивного пласта, и с давлением не выше 80% от допустимого, после технологической выдержки, достаточной для реагирования с породой пласта, закачивают выбранный щелочную композицию необходимого объема с давлением не выше 80% от допустимого, продавку продуктов реакции в дальше в пласт в удалённые зоны, которые не задействованы в разработке на данном этапе, производят после технологической выдержки, достаточной для нейтрализации кислотного состава.
Способ реализуется следующим образом.
Проводят исследования в лабораторных условиях для изучения реакции материала кернов, взятых с различных месторождений, с различными кислотами. Для каждого месторождения определяют кислотный состав, позволяющий повысить проницаемость пласта как минимум на 10%, и химический состав продуктов реакции с породой. Определяют необходимый объем закачки на единицу длины вскрытого продуктивного пласта и проводят
исследования для определения щелочной композиции наиболее эффективно нейтрализующего кислотный состав до рН, допустимого для каждой скважины, и его объема на единицу длины вскрытого продуктивного пласта для растворения при этом продуктов реакции до величины, достаточной для дальнейшей продавки в пласт. Сначала в пласт закачивают выбранный кислотный состав в необходимом объеме, рассчитанным исходя из длины вскрытого продуктивного пласта, и с давлением не выше 80% от допустимого. После технологической выдержки, достаточной для реагирования с породой пласта, закачивают выбранный щелочную композицию необходимого объема с давлением не выше 80% от допустимого. Продавку продуктов реакции в дальше в пласт в удалённые зоны, которые не задействованы в разработке на данном этапе, производят после технологической выдержки, достаточной для нейтрализации кислотного состава.
Пример конкретного выполнения.
Кислотную обработку применяют для увеличения проницаемости карбонатных и теригенных коллекторов в нефтегазодобывающих скважинах и нагнетательных скважинах после бурения, во время эксплуатации и ремонтных работ.
Для обработки карбонатных коллекторов преимущественно применяют солянокислотные растворы, а для терригенных коллекторов глинокислотные растворы.
Рассмотрим механизм кислотного воздействия на коллектор с позиций степени растворимости пород и скорости реакции, образования продуктов реакции и изменения проницаемости пород после обработки. Считается, что растворимость пород, которые подвергаются кислотной обработке, должна обеспечить увеличение пористости не менее чем на 10 %, а растворимость инородных материалов, загрязняющих поры и трещины пласта, должна быть наиболее полной. Исходя из этих принципов, подбирается состав активной части растворов - кислот.
Например, 1 м3 кислоты растворяет:
15 % HСl - 200 кг известняка CaCO3 или около 70 кг легкорастворимой части эоценового песчаника, содержащего 89 % SiO2, 3 % карбонатов и 7 % глин;
4 % HF - 48 кг каолина;
10 % HСl + 1% HF - 70 кг глинопорошка, состоящего из гидрослюды и монтмориллонита.
Продукты реакции кислотной обработки вызывают снижение проницаемости пород если они откладываются в поровом пространстве в виде геля, либо твердой породы или взаимодействуют с пластовыми флюидами, образуя осадки или эмульсии.
Во время взаимодействия соляной кислоты образуются:
с карбонатами пород - водорастворимые соли CaCl2, MgCl, газ CO2, вода;
с окисями железа и его соединениями в составе пород - хлорное железо FeCl3, которое после нейтрализации кислоты гидролизирует в виде осадка Fe(OH)3, способного закупоривать поры;
c сульфатами кальция в составе пород с температурой до 66 С° – осадок гипса;
с окисью кремния в глинах – осадок, гель кремниевой кислоты;
с окисью щелочных и щелочноземельных металлов в глинах – соответствующие соли.
Во время взаимодействия глинокислоты образуются:
с кварцем – газоподобный SiF4, а после снижения кислотности – гель кремниевой кислоты Si(OH)4, который закупоривает поры;
с алюмосиликатами (глинами) – газоподобный SiF4;
с кварцем и алюминием – параллельно с SiF4 образуется гексафторокремниевая кислота Н2SiF6, соли которой Na2SiF6 и K2SiF6 выпадают в осадок.
Известно, что реакция глинокислотного раствора с глинами проходит значительно быстрее, чем с кварцем, поэтому в песчаниках преимущественно
растворяются глинисто-карбонатный цемент и частицы, загрязнившие пласт, а зерна кварца (матрицы породы) - значительно меньше.
Таким образом, во время реакции солянокислотной и глинокислотной композиции с породами образуются временно растворимые и нерастворимые продукты, способные закупоривать поровое пространство. Для предотвращения осаждения в поровых каналах призабойной зоны пласта нерастворимых продуктов реакции их необходимо удалить из призабойной зоны пласта в кратчайшие сроки.
Объем щелочной композиции необходимый для проведения продавки кислотного состава зависит от мощности обрабатываемого интервала пласта и определяется на основе ретроспективного анализа истории эксплуатации и ОПЗ скважины.
Для приготовления 1м3 нейтрализующей композиции необходимо смешать расчетное количество щелочи с 1м3 технологической жидкости. Композиция тщательно перемешивается до образования однородной массы.
рН среды для скважины определяется по ГОСТ 6307-75 «Метод определения наличия водорастворимых растворов кислоты и щелочи».
Объем щелочной композиции необходимый для проведения продавки кислотного состава зависит от мощности обрабатываемого интервала пласта и определяется на основе ретроспективного анализа истории эксплуатации и ОПЗ скважины.
Для приготовления 1м3 нейтрализующей композиции необходимо смешать расчетное количество щелочи с 1м3 технологической жидкости. Композиция тщательно перемешивается до образования однородной массы.
рН среды определяется по ГОСТ 6307-75 «Метод определения наличия водорастворимых растворов кислоты и щелочи».
Последовательность выполнения расчетов необходимого количества реагентов.
Объем композиции– Vк, м3, необходимый для проведения продавки вычисляют по формуле:
Vк = hобр × qк (1)
где hобр – мощность интервала перфорации пласта, м.
qк – удельный расход композиции на 1 погонный метр обрабатываемого интервала, м3/м.
Удельный расход композиции qк, м3/м, определяется разработчиком технологии для каждой конкретной скважины на основании ретроспективного анализа истории эксплуатации и ОПЗ скважины, и с учетом ее текущих геолого-промысловых характеристик (параметров).
Концентрацию щелочи необходимой для проведения продавки, находим по графику зависимости рН среды от концентрации кальцинированной соды в технологической жидкости.
Пример выполнения расчета.
В скважине, выбранной для обработки, интервал перфорации составляет 3 м. Необходимо провести обработку всего интервала, т.е. hобр=3 м. Удельный расход композиции qк, м3, на обработку 1 погонного метра, принимаем равным 4 м3/м, т.е. qк = 4,0 м3/м тогда, согласно (1)
Vк = 3 × 4,0 = 12,0 м3 – расход композиции на интервал перфорации.
Зная Vк согласно графика (до доведения рН = 6) вычисляем необходимый объем кальцинированной соды для создания композиции
V(Na2CO3) = 10 кг×12 м3=120 кг.
Критерии для выполнения технологии.
Определяют допустимое давление закачки – Рдоп, при котором не происходит нарушения целостности пласта (гидроразрыва).
Необходимый объем кислотного состава закачивают в пласт при давлении Р ≤ 0,8×Рдоп.
После реагирования кислотного состава в пласте (технологической выдержки), заполняют ствол скважины, а затем продавливают в пласт расчетный объем щелочной композиции при давлении Р ≤ 0,8×Рдоп.
После нейтрализации (до доведения рН = 6) кислотного состава в пласте (технологической выдержки) производят продавку продуктов реакции в пласт
из призабойной зоны пласта технологической жидкостью (пресной или минерализованной водой).
В результате проведенных работ проницаемость повысилась на 11 – 12 %, время освоения бригадами текущего и капитального ремонта скважин снизилось более чем в 2 раза, при этом транспортные расходы затраты также снизились на 30 – 40% за счет отказа от свабных установок. Способ показал свою эффективность.
Предлагаемый способ кислотной обработки продуктивного пласта эффективен в применении благодаря использованию реагентов, воздействующих на пласт, и реагентов, нейтрализующих вещества после воздействия, подбираемых исходя из свойств продуктивного пласта для возможности работы с различными по составу коллекторами.
Claims (1)
- Способ кислотной обработки продуктивного пласта, включающий последовательную закачку в пласт щелочной композиции и кислотного состава в сочетании с технологическими выдержками, а также продавку продуктов реакции в пласт, отличающийся тем, что перед закачкой составов проводят исследования для определения допустимого давления закачки, кислотного состава, позволяющего повысить проницаемость пласта как минимум на 10%, и химического состава продуктов реакции с породой, рассчитывают необходимый объем закачки на единицу толщины вскрытого продуктивного пласта и проводят исследования для определения щелочной композиции, наиболее эффективно нейтрализующей кислотный состав до рН, допустимого для данной скважины, и ее объема на единицу толщины вскрытого продуктивного пласта для растворения при этом продуктов реакции до величины, достаточной для дальнейшей продавки в пласт, сначала в пласт закачивают выбранный кислотный состав в необходимом объеме, рассчитанном исходя из длины вскрытого продуктивного пласта, и с давлением не выше 80% от допустимого, после технологической выдержки, достаточной для реагирования с породой пласта, закачивают выбранную щелочную композицию необходимого объема с давлением не выше 80% от допустимого, продавку продуктов реакции дальше в пласт в удалённые зоны, которые не задействованы в разработке на данном этапе, производят после технологической выдержки, достаточной для нейтрализации кислотного состава.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019118499A RU2728401C1 (ru) | 2019-06-14 | 2019-06-14 | Способ кислотной обработки продуктивного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019118499A RU2728401C1 (ru) | 2019-06-14 | 2019-06-14 | Способ кислотной обработки продуктивного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2728401C1 true RU2728401C1 (ru) | 2020-07-29 |
Family
ID=72085312
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019118499A RU2728401C1 (ru) | 2019-06-14 | 2019-06-14 | Способ кислотной обработки продуктивного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2728401C1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| UA10936C2 (ru) * | 1994-04-14 | 1996-12-25 | Веніамин Дмитрович Куртов | Способ обработки продуктивного пласта |
| RU2106484C1 (ru) * | 1997-06-03 | 1998-03-10 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Способ реагентной обработки скважины |
| US5979557A (en) * | 1996-10-09 | 1999-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for limiting the inflow of formation water and for stimulating subterranean formations |
| RU2166626C1 (ru) * | 2000-07-03 | 2001-05-10 | Гребенников Валентин Тимофеевич | Способ реагентной обработки скважины |
| RU2270913C2 (ru) * | 2004-06-03 | 2006-02-27 | Тимергалей Кабирович Апасов | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2337126C2 (ru) * | 2006-10-10 | 2008-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и удаления солеотложений (варианты) |
-
2019
- 2019-06-14 RU RU2019118499A patent/RU2728401C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| UA10936C2 (ru) * | 1994-04-14 | 1996-12-25 | Веніамин Дмитрович Куртов | Способ обработки продуктивного пласта |
| US5979557A (en) * | 1996-10-09 | 1999-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for limiting the inflow of formation water and for stimulating subterranean formations |
| RU2106484C1 (ru) * | 1997-06-03 | 1998-03-10 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Способ реагентной обработки скважины |
| RU2166626C1 (ru) * | 2000-07-03 | 2001-05-10 | Гребенников Валентин Тимофеевич | Способ реагентной обработки скважины |
| RU2270913C2 (ru) * | 2004-06-03 | 2006-02-27 | Тимергалей Кабирович Апасов | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2337126C2 (ru) * | 2006-10-10 | 2008-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и удаления солеотложений (варианты) |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЛОГИНОВ Б. Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Москва, "Недра", 1966, с. 21-31, 151, 152, 157-162. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9970265B2 (en) | Multi-functional surfactant complexes for use in subterranean formations | |
| RU2373385C1 (ru) | Способ обработки призабойных зон добывающих скважин | |
| US7131495B2 (en) | Method for preparing a chlorine dioxide block-removing agent in oil wells | |
| CA2744556C (en) | Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir | |
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| CN108559481A (zh) | 一种低滤失酸化油田井用解堵液及其制备方法 | |
| CN105370260B (zh) | 一种适用于碳酸盐岩储层的自生盐酸酸化方法 | |
| RU2074957C1 (ru) | Способ повышения продуктивности скважины | |
| RU2467163C1 (ru) | Способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта | |
| Nasr-El-Din et al. | Field application of gelling polymers in Saudi Arabia | |
| RU2456444C2 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2728401C1 (ru) | Способ кислотной обработки продуктивного пласта | |
| RU2368769C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
| RU2271444C1 (ru) | Способ изоляции водопроницаемого пласта | |
| RU2373388C2 (ru) | Способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах | |
| RU2545582C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| Mahmoud | Removing of formation damage and enhancement of formation productivity using environmentally friendly chemicals | |
| RU2261323C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений | |
| RU2111351C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
| RU2168618C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2374425C1 (ru) | Способ обработки продуктивного пласта водоизолирующей композицией | |
| RU2792491C1 (ru) | Способ разработки карбонатного коллектора верей-башкирских объектов | |
| RU2270914C1 (ru) | Способ обработки обводненных карбонатных трещиновато-пористых гидрофобизированных коллекторов | |
| RU2756823C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов |