RU2750776C1 - Method for large-volume selective acid treatment of bottomhole formation zone in carbonate reservoirs - Google Patents
Method for large-volume selective acid treatment of bottomhole formation zone in carbonate reservoirs Download PDFInfo
- Publication number
- RU2750776C1 RU2750776C1 RU2020127643A RU2020127643A RU2750776C1 RU 2750776 C1 RU2750776 C1 RU 2750776C1 RU 2020127643 A RU2020127643 A RU 2020127643A RU 2020127643 A RU2020127643 A RU 2020127643A RU 2750776 C1 RU2750776 C1 RU 2750776C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- volume
- solvent
- diverter
- acid composition
- acid
- Prior art date
Links
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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов с применением селективных кислотных методов воздействия на призабойную зону пласта, сложенного карбонатными породами или терригенными породами с содержанием карбонатов более 15%.The invention relates to the oil industry, in particular, to methods for intensifying oil production from productive carbonate formations using selective acidic methods of affecting the bottomhole formation zone, composed of carbonate rocks or terrigenous rocks with a carbonate content of more than 15%.
В ряде случаев скважина изначально имеет низкую проницаемость, и для получения запланированной эффективности необходима стимуляция притока нефти. В других случаях стимуляция используется для улучшения проницаемости и увеличения производительности уже работающих скважин, имеющих низкую продуктивность. В процессе эксплуатации скважины происходит непрерывное изменение проницаемости продуктивного пласта, в частности, призабойной зоны пласта. Снижение проницаемости происходит вследствие набухания глин, выпадения солей из пластовых вод, образования стойких эмульсий, отложения смол, парафинов и продуктов коррозии в фильтровой части ствола и других причин. В результате протекания подобных процессов снижается дебит скважины и возникает необходимость в воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.In some cases, the well initially has low permeability, and stimulation of oil flow is required to obtain the planned efficiency. In other cases, stimulation is used to improve permeability and increase the productivity of already operating wells with low productivity. During the operation of the well, there is a continuous change in the permeability of the productive formation, in particular, the bottomhole formation zone. A decrease in permeability occurs due to swelling of clays, precipitation of salts from formation waters, formation of stable emulsions, deposition of resins, paraffins and corrosion products in the filter section of the wellbore and other reasons. As a result of such processes, the flow rate of the well decreases and there is a need to influence the bottomhole formation zone in order to increase the productivity of wells and improve their hydrodynamic connection with the formation.
Для повышения продуктивности скважин, разрабатывающих трещиноватые коллекторы, наиболее эффективным является применение большеобъемной селективной кислотной обработки (БСКО) с целью растворения карбонатных пород, слагающих пласт, для повышения или же восстановления проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП).To increase the productivity of wells developing fractured reservoirs, the most effective is the use of large-volume selective acidizing (BSCO) in order to dissolve the carbonate rocks that make up the formation, to increase or restore the permeability of the bottomhole formation zone (BHZ).
Селективная кислотная обработка позволяет блокировать наиболее проницаемые слои призабойной зоны пласта отклоняющим составом; избирательно воздействовать кислотной композицией на карбонатный коллектор; более эффективно расходовать химические реагенты за счет вовлечения в эксплуатацию нефтенасыщенных, ранее не работавших интервалов; уменьшить неоднородность ПЗП по проницаемости. При этом общий объем кислотных составов разбивается на несколько оторочек, закачиваемых в скважину поочередно с отклонителем и растворителем. Технология обеспечивает отклонение каждой последующей оторочки кислоты в низкопроницаемую зону. В целом БСКО представляет собой последовательную закачку в скважину оторочек технологических жидкостей. Последовательность оторочек и результат их воздействия на породу пласта принято называть дизайном кислотной обработки. При правильном проектировании можно добиться помимо существенного прироста продуктивности еще и выравнивания профиля притока, что увеличивает степень выработки запасов нефти из пласта.Selective acidizing allows blocking the most permeable layers of the bottomhole formation zone with a diverting compound; selectively affect the acidic composition on the carbonate reservoir; more efficient use of chemical reagents due to the involvement of oil-saturated, previously not operated intervals; to reduce the heterogeneity of the bottomhole formation zone in terms of permeability. In this case, the total volume of acid compositions is divided into several rims, injected into the well alternately with a diverter and a solvent. The technology ensures the deflection of each subsequent acid rim into the low-permeability zone. In general, BSCO is a sequential injection of process fluids into the well. The sequence of rims and the result of their impact on the formation rock is commonly referred to as the acidizing design. With proper design, in addition to a significant increase in productivity, it is also possible to achieve an equalization of the inflow profile, which increases the degree of recovery of oil reserves from the reservoir.
Принимая во внимание значительные затраты, связанные с большеобъемной селективной кислотной обработкой пласта, требуется обеспечение эффективного проектирования дизайна кислотной обработки для получения прогнозируемого результата.Given the significant costs associated with high volume selective acidizing, an efficient acidizing design is required to achieve predictable results.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт нефтекислотной эмульсии обратного типа, содержащего в масс. %: дисперсионную среду - углеводородную жидкость 31-38, эмульгатор - продукты реакции алифатических аминов жирных кислот гидрированного таллового масла с соляной кислотой в расчете на амины 0,02-0,08, дисперсную фазу - синтетическую ингибированную 10-18%-ную соляную кислоту - остальное, и кислоту (см. Патент РФ №2494244, МКИ Е21В 43/27, публ. 2013 г.).A known method of treatment of the bottomhole formation zone, including the injection into the formation of an oil-acid emulsion of the inverse type, containing in the mass. %: dispersion medium - hydrocarbon liquid 31-38, emulsifier - reaction products of aliphatic amines of fatty acids of hydrogenated tall oil with hydrochloric acid based on amines 0.02-0.08, dispersed phase - synthetic inhibited 10-18% hydrochloric acid - the rest, and acid (see RF Patent No. 2494244, MKI
Данный способ недостаточно эффективен вследствие сложности и трудоемкости приготовления нефтекислотной эмульсии, а также необходимости разогрева эмульсии выше температуры пласта для ее разложения.This method is not effective enough due to the complexity and laboriousness of preparing an oil-acid emulsion, as well as the need to heat the emulsion above the formation temperature for its decomposition.
Известен способ кислотной обработки скважин карбонатного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку углеводородного растворителя и кислоты, причем углеводородный растворитель закачивают до и после закачки смеси кислоты с поверхностно-активным веществом и спиртосодержащим реагентом (см. Патент РФ №2161250, МКИ Е21В 43/27, публ. 2000 г.).There is a known method of acid treatment of wells of a carbonate oil reservoir, including sequential injection of a hydrocarbon solvent and acid, and the hydrocarbon solvent is injected before and after the injection of a mixture of acid with a surfactant and an alcohol-containing reagent (see RF Patent No. 2161250, MKI E21B 43/27, publ . 2000).
Недостатком данного способа является вероятность попадания кислотной оторочки в водонасыщенную часть пласта, что может привести к преждевременному обводнению скважины и снижению эффективности обработки призабойной зоны пласта.The disadvantage of this method is the likelihood of an acid rim entering the water-saturated part of the formation, which can lead to premature watering of the well and a decrease in the efficiency of treatment of the bottomhole formation zone.
Наиболее близким к заявляемому является способ большеобъемной селективной кислотной обработки добывающих скважин в карбонатных коллекторах, включающий закачку в скважину оторочки кислотного состава с удельным объемом 1,5-3 м3 на 1 м нефтенасыщенного интервала и нелинейно-вязкой отклоняющей жидкости-отклонителя перед и/или после оторочки кислотного состава, причем закачку кислотного состава осуществляют с оптимальным расходом и оптимальным соотношением объема отклонителя к объему кислотного состава, которые определяют математическим моделированием процесса с учетом изменения устьевого и забойного давления, типа кислотного состава, типа отклонителя, пористости и проницаемости породы (см. Патент РФ №2547850, МКИ Е21В 43/27, публ. 2015 г.).The closest to the claimed method is a method of large-volume selective acid treatment of production wells in carbonate reservoirs, including the injection into the well of a rim of an acid composition with a specific volume of 1.5-3 m 3 per 1 m of oil-saturated interval and a nonlinear-viscous diverting diverting fluid before and / or after the acid composition rim, and the acid composition is injected with the optimal flow rate and the optimal ratio of the diverter volume to the acid composition volume, which are determined by mathematical modeling of the process taking into account changes in wellhead and bottomhole pressures, the type of acid composition, the type of diverter, porosity and permeability of the rock (see. RF patent No. 2547850, MKI Е21В 43/27, publ. 2015).
Известный способ недостаточно эффективен для большеобъемной кислотной обработки карбонатных коллекторов по следующим причинам:The known method is not effective enough for large-volume acid treatment of carbonate reservoirs for the following reasons:
- сложность вычислительного процесса математического моделирования;- the complexity of the computational process of mathematical modeling;
- большое количество вычислительных операций по подготовке к процессу БСКО;- a large number of computational operations to prepare for the BSCO process;
- отсутствие критериев выбора типа кислотного состава;- lack of criteria for choosing the type of acid composition;
- низкий расход закачки химических реагентов;- low consumption of injection of chemicals;
- отсутствие градации растворителей (углеводородный, взаимный), применяемых в качестве буферной жидкости.- no gradation of solvents (hydrocarbon, mutual) used as a buffer liquid.
Технический результат заявляемого изобретения - повышение эффективности большеобъемной селективной кислотной обработки (БСКО) призабойной зоны пласта в карбонатных коллекторах за счет повышения скорости закачки химических реагентов, учета литолого-минералогических и фильтрационно-емкостных характеристик пласта-коллектора, ускорения процесса расчета характеристик воздействия химических реагентов и снижения материалоемкости процесса за счет предварительного выбора наиболее эффективных режимов обработки, создания разветвленной сети флюидопроводящих каналов в виде червоточины по всей перфорированной толщине пласта, а также использование кислотного состава, обладающего высокой эффективностью за счет совместимости с пластовыми флюидами, предотвращающего формирование и разрушение сладж-комплексов.The technical result of the claimed invention is to increase the efficiency of large-volume selective acid treatment (BSCO) of the bottomhole formation zone in carbonate reservoirs by increasing the injection rate of chemical reagents, taking into account the lithological-mineralogical and filtration-capacity characteristics of the reservoir, accelerating the process of calculating the characteristics of the impact of chemical reagents and reducing the material consumption of the process due to the preliminary selection of the most effective treatment modes, the creation of a branched network of fluid-conducting channels in the form of a wormhole throughout the perforated thickness of the formation, as well as the use of an acid composition that is highly efficient due to its compatibility with formation fluids, preventing the formation and destruction of sludge complexes.
Технический результат достигается путем создания способа болыпеобъемной селективной кислотной обработки призабойной зоны пласта в карбонатных коллекторах, включающего закачку в скважину растворителя, кислотного состава и жидкости-отклонителя с оптимальным расходом и оптимальным соотношением объема отклонителя к объему кислотного состава, для этого предварительно осуществляют отбор керна, определяют геолого-физические характеристики пласта, особенности пустотного пространства, проводят фильтрационные исследования керна прокачкой через образцы керна используемых химреагентов для определения типа и концентрации кислотного состава, типов растворителя, отклонителя и модифицирующих добавок, далее проектируют дизайн большеобъемной селективной кислотной обработки скважин посредством компьютерной программы и осуществляют кислотную обработку путем закачки в любой последовательности с расходом 0,3-2,0 м3/мин растворителя, кислотного состава с удельным объемом 3-20 м3 на 1 метр перфорированного интервала и жидкости - отклонителя, причем в качестве растворителя берут взаимный растворитель или углеводородный растворитель, в качестве кислотного состава - кислоту соляную ингибированную модифицированную марки ПАКС - 1М (а, б) и марки КСМД - 1М (а, б), а в качестве отклонителя - смесь реагента TATOL/ТАТОЛ® КВС марки 1-3 с реагентом TATOL/TATOJI®GEL (TG) 1-5.The technical result is achieved by creating a method for large-volume selective acid treatment of the bottomhole formation zone in carbonate reservoirs, including the injection into the well of a solvent, an acid composition and a diverter fluid with an optimal flow rate and an optimal ratio of the volume of the diverter to the volume of the acid composition; geological and physical characteristics of the reservoir, especially the void space, carry out filtration studies of the core by pumping the chemicals used through the core samples to determine the type and concentration of acid composition, types of solvent, diverter and modifying additives, then design the design of large-volume selective acid treatment of wells using a computer program and carry out acid processing by injection in any sequence with a flow rate of 0.3-2.0 m 3 / min of solvent, acid composition with a specific volume of 3-20 m 3 per 1 meter of perforated interval and liquid - diverter, and as a solvent take a mutual solvent or hydrocarbon solvent, as an acid composition - modified hydrochloric acid PAKS - 1M (a, b) and KSMD - 1M (a, b), and as a diverter - a mixture of reagent TATOL / TATOL® KBC grade 1-3 with reagent TATOL / TATOJI®GEL (TG) 1-5.
Оптимальное соотношение объема отклонителя к объему кислотного состава определяют на основании параметра скин-фактора не более 0 и глубины проникновения химических составов более 2,5-7 м и изменения забойного давления.The optimal ratio of the volume of the diverter to the volume of the acid composition is determined on the basis of the skin factor parameter not more than 0 and the penetration depth of chemical compositions of more than 2.5-7 m and changes in bottomhole pressure.
Для осуществления заявленного способа первым этапом работ является проведение керновых исследований, включающих рентгеноструктурный анализ, исследование шлифов на оптическом микроскопе, исследование образцов на сканирующем электронном микроскопе, компьютерном томографе. На данном этапе осуществляют определение геолого-физических характеристик пласта, особенностей пустотного пространства, качественного и количественного состава породы пласта-коллектора.To implement the claimed method, the first stage of work is carrying out core studies, including X-ray structural analysis, examination of thin sections using an optical microscope, examination of samples using a scanning electron microscope, a computer tomograph. At this stage, the geological and physical characteristics of the reservoir, the characteristics of the void space, the qualitative and quantitative composition of the reservoir rock are determined.
Вторым этапом проводят фильтрационные исследования образцов керна, повторное исследование их на компьютерном томографе. Для этого осуществляют прокачку химреагентов через образцы. Затем образцы керна после прокачки химреагентов исследуют рентгеновским томографом путем сравнения изображений и выделяют наиболее эффективные формы каналов растворения. Наиболее эффективным результатом применения химических реагентов является образование доминантной червоточины. На основании анализа каналов растворения осуществляют коррекцию кислотного состава для получения наиболее приближенного к доминантной червоточине канала растворения. При получении доминантной червоточины закрепляют выбор типа и концентрации кислотного состава, типов отклонителя, растворителя, модифицирующих добавок и их количество.The second stage is filtration studies of core samples, their re-examination on a computer tomograph. For this, chemicals are pumped through the samples. Then the core samples after pumping chemicals are examined with an X-ray tomograph by comparing images and the most effective forms of dissolution channels are identified. The most effective result of using chemical reagents is the formation of a dominant wormhole. Based on the analysis of the dissolution channels, the acid composition is corrected to obtain the dissolution channel closest to the dominant wormhole. When a dominant wormhole is obtained, the choice of the type and concentration of the acid composition, types of diverter, solvent, modifying additives and their amount are fixed.
Третьим этапом проводят тестирование кислотных составов на совместимость с пластовым флюидом.The third stage is testing the acid compositions for compatibility with the formation fluid.
Четвертым этапом является проектирование дизайна большеобъемной селективной кислотной обработки (БСКО) призабойной зоны пласта с целью определения оптимального расхода, количества оторочек кислотного состава, отклонителя и растворителя; последовательности оторочек, удельного объема и оценки подобранного по предыдущим исследованиям типа кислотного состава и типа отклонителя. Результатом построения дизайна БСКО является расчет изменяющегося в динамике скин-фактора, глубины проникновения химических составов, изменения забойного давления в процессе БСКО.The fourth stage is the design of the design of the large-volume selective acid treatment (BSCO) of the bottomhole formation zone in order to determine the optimal flow rate, the number of acid composition rims, diverter and solvent; sequence of fringes, specific volume and assessment of the acid composition and diverter type selected according to previous studies. The result of the construction of the BSCO design is the calculation of the skin factor changing in the dynamics, the penetration depth of chemical compositions, the change in bottomhole pressure during the BSCO process.
Проектирование дизайна БСКО может быть осуществлено, например, посредством программного продукта STIMPRO™.The design of the BSCO design can be carried out, for example, by means of the STIMPRO ™ software product.
По результатам проведенных исследований и проектирования дизайна осуществляют кислотную обработку путем закачки в любой последовательности с расходом 0,3-2,0 м3/мин взаимного или углеводородного растворителя, кислотного состава с удельным объемом 3-20 м3 на 1 метр перфорированного интервала, жидкости - отклонителя на основании предварительно выбранных параметров: количества и последовательности оторочек, объема химических реагентов, что позволяет увеличить радиус кислотного воздействия за счет увеличения удельного объема и количества оторочек.According to the results of the research and design design, acid treatment is carried out by injecting in any sequence with a flow rate of 0.3-2.0 m 3 / min of a mutual or hydrocarbon solvent, an acid composition with a specific volume of 3-20 m 3 per 1 meter of the perforated interval, liquid - a diverter based on preselected parameters: the number and sequence of fringes, the volume of chemical reagents, which makes it possible to increase the radius of acid action by increasing the specific volume and number of fringes.
Для обработки образцов карбонатной толщи нижнего и среднего карбона используют следующие химические реагенты:For processing samples of carbonate strata of the Lower and Middle Carboniferous, the following chemical reagents are used:
1. Кислота соляная ингибированная модифицированная марки ПАКС-1 Μ (а), марки ПАКС-1 Μ (б), марки КСМД-1 Μ (а) и марки КСМД-1 Μ (б) по ТУ 2458-002-48694360-2016 представляет собой смесь синтетической соляной кислоты, ингибитора коррозии, деэмульгатора, стабилизатора железа, комплексообразующего диспергатора и поверхностно-активных веществ.1. Modified inhibited hydrochloric acid of PAKS-1 Μ (a), PAKS-1 Μ (b), KSMD-1 Μ (a) and KSMD-1 Μ (b) according to TU 2458-002-48694360-2016 is a mixture of synthetic hydrochloric acid, corrosion inhibitor, demulsifier, iron stabilizer, complexing dispersant and surfactants.
2. Взаимные растворители: WaxPro 1-7 марки 6 по ТУ 2458-001-64013218-2015 представляет собой композиционную смесь углеводородов, изопропиловый спирт по ГОСТ 9805-84, этилцеллозольв по ГОСТ 8313-88, моноалкиловые эфиры спиртов.2. Mutual solvents: WaxPro 1-7 grade 6 according to TU 2458-001-64013218-2015 is a composite mixture of hydrocarbons, isopropyl alcohol according to GOST 9805-84, ethyl cellosolve according to GOST 8313-88, monoalkyl ethers of alcohols.
3. Углеводородные растворители: WaxPro 1-7 марки 1 по ТУ 2458-001-64013218-2015, легкий дистиллят по ТУ 19.20.23-009-97152834-2014, толуол нефтяной по ГОСТ 14710-78, нефрас 80/120 по ГОСТ 443-76.3. Hydrocarbon solvents: WaxPro 1-7
4. TATOL/ТАТОЛ КВС 1-3 по ТУ20.59.42-014-48694360-2019 представляет собой отклонитель на основе кислоторастворимых волокон.4. TATOL / TATOL KVS 1-3 according to TU20.59.42-014-48694360-2019 is a diverter based on acid-soluble fibers.
5. TATOL/ТАТОЛ GEL (TG) 1-5 по ТУ 20.59.42-008-48694360-2017, представляет собой стабилизатор седиментационной устойчивости, применяется для усиления отклоняющих свойств TATOL/ТАТОЛ КВС 1-35. TATOL / TATOL GEL (TG) 1-5 according to TU 20.59.42-008-48694360-2017, is a stabilizer of sedimentation stability, used to enhance the deflection properties of TATOL / TATOL KVS 1-3
6. В качестве модифицирующих добавок используют деэмульгаторы, антисладжевые агенты, замедлители скорости реакции, ингибиторы коррозии, стабилизаторы железа, которые адаптируют используемые кислотные составы к различным пластовым условиям.6. Demulsifiers, anti-sludge agents, reaction rate retarders, corrosion inhibitors, iron stabilizers are used as modifying additives, which adapt the acid compositions used to various reservoir conditions.
Применение взаимного растворителя снижает поверхностное натяжение кислотных составов на границе с углеводородами, способствуя созданию гомогенной системы при контакте с пластовым флюидом. Взаимный растворитель также удаляет с поверхности породы пленку нефти, увеличивая площадь поверхности контакта с кислотным составом, что значительно увеличивает эффективность операции по БСКО.The use of a mutual solvent reduces the surface tension of acidic compositions at the interface with hydrocarbons, contributing to the creation of a homogeneous system in contact with the formation fluid. The mutual solvent also removes the oil film from the rock surface, increasing the surface area of contact with the acidic composition, which significantly increases the efficiency of the BSCO operation.
Особенно важно применение взаимного растворителя в низкопроницаемых карбонатных коллекторах для исключения кольматирования порового пространства коллектора, способного возникнуть из-за вероятности осадков и эмульсий при контакте кислотного состава и пластовых флюидов.It is especially important to use a mutual solvent in low-permeability carbonate reservoirs to exclude clogging of the pore space of the reservoir, which can arise due to the likelihood of precipitation and emulsions during contact between the acid composition and formation fluids.
Применение углеводородного растворителя улучшает качество контакта кислотного состава с породой за счет воздействия на асфальтеносмолопарафиновые отложения на поверхности породы, придает гидрофильные свойства внутренней поверхности порового пространства коллектора и увеличивает фазовую проницаемость по нефти.The use of a hydrocarbon solvent improves the quality of the contact of the acidic composition with the rock by affecting the asphaltene-resin-paraffin deposits on the rock surface, imparts hydrophilic properties to the inner surface of the reservoir pore space and increases the phase permeability to oil.
Совместное применение волокон TATOL/ТАТОЛ КВС 1-3 и TATOL/ТАТОЛ GEL (TG) 1-5 позволяют повысить продуктивность скважины за счет равномерного распределения кислотного состава в целевом интервале скважины и увеличения глубины проникновения кислотного состава. Волокна легко смачиваемы, равномерно распределяются в геле и более эффективно доставляют порции кислоты в необработанные ранее зоны, а также растворяются под действием кислоты, что исключает кольматацию каналов фильтрации углеводородов в продуктивном пласте и не оказывает влияния на проницаемость призабойной зоны пласта после проведения БСКО.The combined use of TATOL / TATOL KVS 1-3 and TATOL / TATOL GEL (TG) 1-5 fibers allows increasing the productivity of the well due to the uniform distribution of the acid composition in the target interval of the well and increasing the penetration depth of the acid composition. Fibers are easily wettable, evenly distributed in the gel and more efficiently deliver portions of acid to previously untreated zones, and also dissolve under the action of acid, which excludes clogging of hydrocarbon filtration channels in the reservoir and does not affect the permeability of the bottomhole formation zone after BSI.
Приводим примеры осуществления заявляемого способа.We give examples of the implementation of the proposed method.
Исследования проводят на образцах керна месторождений Республики Татарстан.Research is carried out on core samples from deposits of the Republic of Tatarstan.
Отбирают керн, из него изготавливают три образца керна. При помощи алмазного круга вырезают образцы с обеих торцевых поверхностей кернов, из которых изготавливают шлифы. Далее осуществляют визуальное исследование на оптическом и сканирующем электронном микроскопе для установления особенностей пустотного пространства, определения принадлежности к определенному структурно-генетическому типу карбонатной породы. На рис. 1а-3а приведены фото шлифов, полученные на оптическом микроскопе, а на рис. 1б-3б - фото шлифов, полученные на сканирующем электронном микроскопе.A core is taken, three core samples are made from it. Using a diamond wheel, samples are cut from both end surfaces of the cores from which the sections are made. Further, a visual examination is carried out on an optical and scanning electron microscope to establish the features of the void space, to determine whether it belongs to a certain structural-genetic type of carbonate rock. In fig. 1a-3a show photographs of thin sections obtained with an optical microscope, and in Fig. 1b-3b - photographs of thin sections obtained with a scanning electron microscope.
Затем проводят прокачку растворителя, кислотных составов и отклонителя через выбранные образцы керна на установке для фильтрации жидкости типа УИПК-1М в любой последовательности.Then the solvent, acid compositions and diverter are pumped through the selected core samples on a UIPK-1M type liquid filtration unit in any sequence.
Далее образцы керна исследуют на рентгеновском компьютерном томографе для изучения полученных изображений (томограмм) каналов растворения. Проводят сравнение томограмм каждого образца, визуально выделяют наиболее эффективную форму каналов растворения (рис. 4, 5, 6). При получении доминантной червоточины (рис. 4) закрепляют выбор типа и концентрации кислотного состава, отклонителя, растворителя, типа и количества модифицирующих добавок.Further, the core samples are examined on an X-ray computer tomograph to study the obtained images (tomograms) of the dissolution channels. Comparison of tomograms of each sample is carried out, the most effective form of dissolution channels is visually distinguished (Fig. 4, 5, 6). When a dominant wormhole is obtained (Fig. 4), the choice of the type and concentration of acid composition, diverter, solvent, type and amount of modifying additives is fixed.
Затем проводят тестирование отобранных кислотных составов на совместимость с пластовыми флюидами (нефть, вода). В заранее подготовленные мерные цилиндры вместительностью 100 мл наливают 50 мл ПАКС-1 Μ (б) и 50 мл исследуемой нефти (50 мл КСМД-1 Μ (б) и 50 мл исследуемой нефти). Тест проводят в присутствии Fe3+ в количестве 2000 ppm. При закрытой крышке интенсивно перемешивают в течение 30 сек. После 30 мин наблюдают разделение фаз. В случае полного разделения кислотной и нефтяной фазы, содержимое цилиндра выливают на сито 200 меш. При отсутствии остатка на сите в виде хлопьев, сгустков, осадка, высоковязкой массы тест считается успешно пройденным.Then the selected acid compositions are tested for compatibility with formation fluids (oil, water). 50 ml of PAKS-1 Μ (b) and 50 ml of test oil (50 ml of KSMD-1 Μ (b) and 50 ml of test oil) are poured into previously prepared measuring cylinders with a capacity of 100 ml. The test is carried out in the presence of Fe 3+ in an amount of 2000 ppm. With the lid closed, stir vigorously for 30 seconds. After 30 min, phase separation is observed. In case of complete separation of the acid and oil phases, the contents of the cylinder are poured onto a 200 mesh sieve. If there is no residue on the sieve in the form of flakes, clots, sediment, high-viscosity mass, the test is considered successful.
Далее осуществляют проектирование дизайна БСКО в программном продукте ПО STIMPRO™. Последовательно в диалоговые окна ПО STIMPRO™ заносят следующие сведения:Further, the design of the BSCO design is carried out in the STIMPRO ™ software product. Sequentially, the following information is entered into the STIMPRO ™ software dialog boxes:
- общая информация о скважине (название месторождения, № скважины и т.д.);- general information about the well (field name, well number, etc.);
- о типе заканчивания скважины (открытый ствол/перфорация);- about the type of well completion (open hole / perforation);
- о строении пласта (однопластовый / многопластовый);- about the structure of the reservoir (single-layer / multi-layer);
-о конструкции скважины с указанием интервалов перфорации и инклинометрии;-about well design with indication of perforation and directional survey intervals;
- о параметрах пласта (глубина залегания пластов, тип породы, проницаемость, вязкость пластового флюида, сжимаемость породы, пористость, пластовое давление, температура, скин-фактор, характер повреждения пласта в призабойной зоне);- on the parameters of the formation (depth of formation, type of rock, permeability, viscosity of the formation fluid, compressibility of the rock, porosity, formation pressure, temperature, skin factor, the nature of formation damage in the bottomhole zone);
- о геофизических исследованиях скважины;- about geophysical surveys of the well;
-о выбранных реагентах и их параметрах для образца 1 (состав, концентрация HCl, плотность, реологические свойства, коэффициент трения, коэффициенты теплопроводности).- about the selected reagents and their parameters for sample 1 (composition, concentration of HCl, density, rheological properties, coefficient of friction, coefficients of thermal conductivity).
По результатам были получены значения оптимального расхода, количества оторочек кислотного состава, отклонителя и растворителя; последовательности оторочек; удельного объема и оценки подобранного по предыдущим исследованиям типа кислотного состава и типа отклонителя (см таблицу 1).According to the results, the values of the optimal flow rate, the number of acid composition rims, diverter and solvent were obtained; sequences of fringes; specific volume and assessment of the type of acid composition and type of diverter selected according to previous studies (see table 1).
Промысловые испытания проводились на скважине №340 нефтяного месторождения, расположенного на территории Альметьевского района Республики Татарстан. В тектоническом отношении месторождение приурочено к структуре второго порядка, осложняющей склон Южно-Татарского свода. Продуктивный пласт сложен известняками кизеловского возраста. До проведения испытаний дебит нефти по скважине составлял 0,7 т/сут, дебит жидкости 1,0 м3/сут, обводненность 20,6%, скин-фактор 3,0.Field tests were carried out at well No. 340 of an oil field located in the Almetyevsk region of the Republic of Tatarstan. Tectonically, the field is confined to a second-order structure complicating the slope of the South Tatar arch. The productive stratum is composed of limestones of the Kizelov age. Before the tests, the oil flow rate in the well was 0.7 t / day, the liquid flow rate was 1.0 m 3 / day, the water cut was 20.6%, and the skin factor was 3.0.
При соответствии полученных данных заданным параметрам (величина скин-фактора и глубина проникновения) на основании подобранных параметров осуществляют обработку призабойной зоны пласта путем закачки с расходом 0,3-2,0 м3/мин оторочки взаимного или углеводородного растворителя, оторочки кислотного состава с удельным объемом 3-20 м3 на 1 метр перфорированного интервала и жидкости-отклонителя. Результаты приведены в таблице 2.If the obtained data correspond to the specified parameters (skin factor value and penetration depth), based on the selected parameters, the bottomhole formation zone is treated by injection at a rate of 0.3-2.0 m 3 / min, a rim of a mutual or hydrocarbon solvent, a rim of an acid composition with a specific with a volume of 3-20 m 3 per 1 meter of the perforated interval and the diverter liquid. The results are shown in Table 2.
Анализ таблиц 1 и 2 позволяет сделать вывод, что такой подход к проведению БСКО позволяет обеспечить наиболее эффективную технологию проведения БСКО конкретной скважины путем определения последовательности стадий, объемов и скорости закачки. При этом достигаются запланированные показатели по глубине проникновения химических реагентов и скин-фактора.Analysis of Tables 1 and 2 allows us to conclude that such an approach to carrying out a water treatment system allows for the most effective technology for conducting a water treatment system for a particular well by determining the sequence of stages, volumes and injection rate. At the same time, the planned indicators for the penetration depth of chemical reagents and the skin factor are achieved.
Результатом построения дизайна БСКО является расчет изменяющегося в динамике скин-фактора, глубины проникновения химических составов (рис. 7а, б), изменения забойного давления в процессе БСКО - планируемый режим закачки (рис. 7в). Значения скин-фактора после БСКО должны быть близки к 0 или быть меньше 0 и тем самым соответствовать величинам скин-фактора гидродинамически совершенной скважины. Чем ниже скин-фактор, тем эффективнее должно быть воздействие на пласт. Ввиду того, что метод БСКО направлен на воздействие на удаленную от ОПЗ часть пласта, то крайне важно и определение глубины проникновения закачиваемых химических составов более 2,5-3 м.The result of the construction of the design of the BSKO is the calculation of the changing skin factor in the dynamics, the depth of penetration of chemical compositions (Fig. 7a, b), changes in the bottomhole pressure during the BSKO - the planned injection mode (Fig. 7c). The skin-factor values after the BSCO should be close to 0 or less than 0 and thus correspond to the skin-factor values of a hydrodynamically perfect well. The lower the skin factor, the more effective the impact on the formation should be. In view of the fact that the BSKO method is aimed at affecting the part of the formation remote from the BHO, it is extremely important to determine the penetration depth of the injected chemical compositions of more than 2.5-3 m.
Данные, приведенные в таблице 3, показывают, что заявляемый способ обработки призабойной зоны пласта приводит к снижению скин-фактора, увеличению глубины обработки и увеличению дебита, что свидетельствует об эффективноси заявленного способа.The data shown in Table 3 show that the inventive method for treating the bottomhole formation zone leads to a decrease in the skin factor, an increase in the depth of treatment and an increase in production rate, which indicates the effectiveness of the inventive method.
Также заявляемое изобретение позволяет:Also, the claimed invention allows:
- при обработке учитывать литолого-минералогические и фильтрационно-емкостные характеристики пласта-коллектора;- when processing, take into account the lithological-mineralogical and filtration-capacity characteristics of the reservoir;
- ускорить процесс расчета характеристик воздействия используемых реагентов и снизить материалоемкость процесса за счет предварительного выбора наиболее эффективных методов обработки;- to speed up the process of calculating the characteristics of the effect of the reagents used and to reduce the material consumption of the process by pre-selecting the most effective processing methods;
- с высокой точностью прогнозировать получаемый результат кислотной обработки;- to predict with high accuracy the result of acid treatment;
- использование в составе отклонителя кислоторастворимых волокон не приводит к кольматации порового пространства вследствии их растворениия под действием кислоты и не оказывает влияния на проницаемость призабойной зоны пласта после проведения БСКО.- the use of acid-soluble fibers as part of the diverter does not lead to clogging of the pore space due to their dissolution under the action of acid and does not affect the permeability of the bottomhole formation zone after the BSCO.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020127643A RU2750776C1 (en) | 2020-08-18 | 2020-08-18 | Method for large-volume selective acid treatment of bottomhole formation zone in carbonate reservoirs |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020127643A RU2750776C1 (en) | 2020-08-18 | 2020-08-18 | Method for large-volume selective acid treatment of bottomhole formation zone in carbonate reservoirs |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2750776C1 true RU2750776C1 (en) | 2021-07-02 |
Family
ID=76755791
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020127643A RU2750776C1 (en) | 2020-08-18 | 2020-08-18 | Method for large-volume selective acid treatment of bottomhole formation zone in carbonate reservoirs |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2750776C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2797160C1 (en) * | 2022-08-26 | 2023-05-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of treatment of the near-wellbore zone |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5355958A (en) * | 1992-11-06 | 1994-10-18 | Halliburton Company | Low viscosity acid-in-oil emulsions and methods |
| RU2407769C1 (en) * | 2009-09-03 | 2010-12-27 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Acid composition for treatment of low-permeable terrigenous headers with high carbonate content and method of acid treatment of bottom-hole formation zone with by using it |
| RU2513586C1 (en) * | 2013-04-23 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Treatment method of bottom-hole formation zone |
| RU2533393C1 (en) * | 2013-11-12 | 2014-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Large-volume acid treatment method for carbonate bed |
| RU2543224C2 (en) * | 2013-03-27 | 2015-02-27 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | Acid composition for treatment of wells in carbonate and terrigenous reservoirs, and acid treatment method of bottom-hole zone of formation with its application |
| RU2547850C2 (en) * | 2013-05-06 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Large-volume selective acid treatment (lvsat) for producers in carbonate reservoirs |
-
2020
- 2020-08-18 RU RU2020127643A patent/RU2750776C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5355958A (en) * | 1992-11-06 | 1994-10-18 | Halliburton Company | Low viscosity acid-in-oil emulsions and methods |
| RU2407769C1 (en) * | 2009-09-03 | 2010-12-27 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Acid composition for treatment of low-permeable terrigenous headers with high carbonate content and method of acid treatment of bottom-hole formation zone with by using it |
| RU2543224C2 (en) * | 2013-03-27 | 2015-02-27 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | Acid composition for treatment of wells in carbonate and terrigenous reservoirs, and acid treatment method of bottom-hole zone of formation with its application |
| RU2513586C1 (en) * | 2013-04-23 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Treatment method of bottom-hole formation zone |
| RU2547850C2 (en) * | 2013-05-06 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Large-volume selective acid treatment (lvsat) for producers in carbonate reservoirs |
| RU2533393C1 (en) * | 2013-11-12 | 2014-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Large-volume acid treatment method for carbonate bed |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2797160C1 (en) * | 2022-08-26 | 2023-05-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of treatment of the near-wellbore zone |
| RU2806639C1 (en) * | 2023-04-12 | 2023-11-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for intensifying oil production from domanic deposits |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Rabbani et al. | An experimental study of acidizing operation performances on the wellbore productivity index enhancement | |
| Alvarez et al. | Impact of surfactants for wettability alteration in stimulation fluids and the potential for surfactant EOR in unconventional liquid reservoirs | |
| Huang et al. | Effect of WAG injection and rock wettability on oil recovery during CO2 flooding | |
| Eskin et al. | Reservoir impairment by asphaltenes: A critical review | |
| Khokhlov et al. | Justification of impact and planning of technology efficiency on the basis of limy-emulsion formulation in low-permeability highly-rugged reservoirs of Tyumen deposits | |
| NO20120718A1 (en) | Method for determining spatial distribution and concentration of a component in a pore volume of a porous material | |
| Alameedy et al. | Effect of acid treatment on the geomechanical properties of rocks: an experimental investigation in Ahdeb oil field | |
| Elkewidy | Evaluation of formation damage/remediation potential of tight reservoirs | |
| Wang et al. | Effect of a pore throat microstructure on miscible CO2 soaking alternating gas flooding of tight sandstone reservoirs | |
| Quintero et al. | Nanofluidic analysis of flowback enhancers for the permian basin: Unconventional method for unconventional rock | |
| Volokitin et al. | West Salym ASP pilot: surveillance results and operational challenges | |
| Alameedy et al. | The impact of matrix acidizing on the petrophysical properties of the Mishrif Formation: Experimental investigation | |
| RU2750776C1 (en) | Method for large-volume selective acid treatment of bottomhole formation zone in carbonate reservoirs | |
| RU2750171C1 (en) | Method for large-volume selective acid treatment of bottomhole formation zone in carbonate reservoirs | |
| Amro | Effect of scale and corrosion inhibitors on well productivity in reservoirs containing asphaltenes | |
| Al-Mahasneh et al. | Assessment of oil-producing wells by means of stimulation approach through matrix acidizing: a case study in the Azraq region | |
| US20200408732A1 (en) | Methods for evaluating rock properties | |
| Masikewich et al. | Fluid design to meet reservoir issues-a process | |
| Jabbar et al. | Application of Enzyme EOR in a Mature UAE Offshore Carbonate Oil Field | |
| Afanasiev et al. | Technology for the thermal treatment of the productive formations of the Boca de Jaruco field: challenges, opportunities, prospects | |
| US20130048288A1 (en) | Working/control fluid for heavy and extra-heavy crude wells | |
| Shar et al. | Scale buildup, its detection and removal in high temperature gas wells of Miano field | |
| RU2790639C1 (en) | Method for assessing the efficiency of acid treatment of carbonate formations | |
| Arwini et al. | Water Injection Performance in the Abu-Attifel Oil Field Using the Hall Plot | |
| Ortiz et al. | Asphaltene prevention workflow enhances oil production in ht fractured carbonate reservoirs |