RU2750806C1 - Method for dynamic matrix acid treatment of carbonate formation - Google Patents
Method for dynamic matrix acid treatment of carbonate formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2750806C1 RU2750806C1 RU2020143836A RU2020143836A RU2750806C1 RU 2750806 C1 RU2750806 C1 RU 2750806C1 RU 2020143836 A RU2020143836 A RU 2020143836A RU 2020143836 A RU2020143836 A RU 2020143836A RU 2750806 C1 RU2750806 C1 RU 2750806C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid composition
- volume
- injection
- production rate
- formation
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 51
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 19
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 title claims abstract description 9
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 title claims abstract description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 93
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 90
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 51
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 40
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 40
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 31
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 28
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 9
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 9
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 48
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 12
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 5
- 230000002459 sustained effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 31
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 11
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 9
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 7
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 7
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 6
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 5
- JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N lactide Chemical compound CC1OC(=O)C(C)OC1=O JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 4
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acetate Natural products CCOC(C)=O XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000012445 acidic reagent Substances 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 150000002168 ethanoic acid esters Chemical class 0.000 description 2
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 2
- DKPFZGUDAPQIHT-UHFFFAOYSA-N Butyl acetate Natural products CCCCOC(C)=O DKPFZGUDAPQIHT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000002542 deteriorative effect Effects 0.000 description 1
- 229920005676 ethylene-propylene block copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- FUZZWVXGSFPDMH-UHFFFAOYSA-N hexanoic acid Chemical compound CCCCCC(O)=O FUZZWVXGSFPDMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000003760 tallow Substances 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
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к интенсификации скважинной добычи нефти из скважин, эксплуатирующих карбонатные пласты с вязкостью нефти в пластовых условиях от 10 до 300 мПа*с, пластовой температурой до 40 оС и пластовым давлением не более 6 МПа, расстоянием до водонефтяного контакта не менее 4 м.The invention relates to the oil industry, in particular to the intensification of downhole production of oil from wells operating in carbonate formations with oil viscosity at reservoir conditions of 10 to 300 mPa * s, reservoir temperature to 40 ° C and the formation pressure is not more than 6 MPa, and the distance to the oil-water contact at least 4 m.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта (патент RU № 2513586, МПК Е21B 43/27, 43/22, опубл. 20.04.2014 г., бюл. № 11), включающий последовательную закачку растворителя асфальто-смолитых и парафиновых отложений АСПО и водного раствора кислоты, разобщение пространства скважины выше и ниже интервала перфорации, закачку в разобщенное пространство растворителя, кислотного реагента и продавочную жидкость с максимально возможным расходом при давлении не более 5 МПа, по способу проводят технологическую выдержку для реагирования компонентов, осваивают скважину свабированием, при этом в качестве растворителя используют смесь растворителей МИА-пром, ИТПС-РС и технической воды при объемном соотношении компонентов (0,34-0,38):(0,03-0,05):(0,57-0,63), в качестве кислотного реагента - ПАКС, а в качестве продавочной жидкости - нефть.A known method of treatment of the bottomhole formation zone (patent RU No. 2513586, IPC E21B 43/27, 43/22, publ. 04/20/2014, bulletin No. 11), including sequential injection of the solvent of asphalt-resinous and paraffin deposits of ASPO and an aqueous solution acids, separation of the well space above and below the perforation interval, injection into the disconnected space of a solvent, an acid reagent and a displacement fluid with the maximum possible flow rate at a pressure of not more than 5 MPa, according to the method, technological exposure is carried out for the reaction of components, the well is developed by swabbing, while solvent, a mixture of solvents MIA-prom, ITPS-RS and industrial water is used with a volume ratio of components (0.34-0.38) :( 0.03-0.05) :( 0.57-0.63), as acid reagent - PAX, and as a displacement fluid - oil.
Недостатком является неконтролируемое образование каналов растворения, т.к. режим фильтрации кислотных составов предварительно не исследуется, следовательно качество растворенных каналов фильтрации, их глубина и форма не известны.The disadvantage is the uncontrolled formation of dissolution channels, because the filtration mode of acid compositions is not previously investigated, therefore, the quality of the dissolved filtration channels, their depth and shape are not known.
Также известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта (патент RU № 2395682, МПК Е21B 43/27, опубл. 27.07.2010 г., бюл. № 21), включающий предварительную очистку скважины и коллектора призабойной зоны от асфальтосмолопарафиновых отложений промывкой взаимным растворителем или смесью его и сложного эфира уксусной кислоты, закачку в пласт кислотной системы - сложного эфира уксусной кислоты и водного раствора соляной кислоты, продавку их в пласт, технологическую выдержку скважины до получения в пласте уксусной кислоты и реакции смеси кислот с породой пласта, введение скважины в эксплуатацию, причем кислотная система дополнительно содержит взаимный растворитель при соотношении сложный эфир уксусной кислоты: взаимный растворитель: раствор ингибированной соляной кислоты равном 1:0,5:3,5, в качестве взаимного растворителя используют бутиловый спирт или побочный продукт производства бутиловых спиртов, выделяемый на стадии ректификации с температурой кипения в пределах 40-110°С, в качестве сложного эфира уксусной кислоты - этилацетат или бутилацетат, водный раствор ингибированной соляной кислоты - 3-15%-ный, весь запланированный объем последнего закачивают двумя порциями с интервалом в один час.Also known is a method for acid treatment of the bottomhole zone of an oil reservoir (patent RU No. 2395682, IPC E21B 43/27, publ. 07/27/2010, bulletin No. 21), including preliminary cleaning of the well and the bottom-hole zone collector from asphalt-resin-paraffin deposits by flushing with a mutual solvent or with a mixture of it and an ester of acetic acid, injection into the formation of an acid system - an ester of acetic acid and an aqueous solution of hydrochloric acid, forcing them into the formation, technological aging of the well until acetic acid is obtained in the formation and the reaction of a mixture of acids with the formation rock, putting the well into operation , moreover, the acid system additionally contains a mutual solvent at a ratio of acetic acid ester: mutual solvent: inhibited hydrochloric acid solution equal to 1: 0.5: 3.5, butyl alcohol or a by-product of butyl alcohol production isolated at the stage rectification with a boiling point within 40-1 10 ° С, as an acetic acid ester - ethyl acetate or butyl acetate, an aqueous solution of inhibited hydrochloric acid - 3-15%, the entire planned volume of the latter is pumped in two portions with an interval of one hour.
Недостатком является неконтролируемое образование каналов растворения, т.к. режим фильтрации кислотных составов предварительно не исследуется, следовательно, качество растворенных каналов фильтрации, их глубина и форма не известны. Общим недостатком известных способов является невысокая эффективность очистки призабойной зоны, следствием чего является невысокая продуктивность скважины после обработки.The disadvantage is the uncontrolled formation of dissolution channels, because The filtration regime of acid compositions is not previously investigated, therefore, the quality of the dissolved filtration channels, their depth and shape are not known. A common disadvantage of the known methods is the low efficiency of cleaning the bottomhole zone, which results in low productivity of the well after treatment.
Также известен способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта (патент RU №2610967, МПК Е21В 43/27, Е21В 33/138, опубл. 17.02.2017 г., Бюл. №5), включающий определение коэффициента удельной приемистости интервала обработки, циклическую последовательную закачку в него порций вязкотекучего материала - ВТМ, содержащего водный раствор катионного поверхностно-активного вещества, увеличивающего свою вязкость при контакте с пластовой водой и разрушающегося при контакте с нефтью, и кислотных составов на основе соляной кислоты с последующей продавкой нефтью. Перед закачкой ВТМ в каждый интервал обработки закачивают буферную порцию пластовой или технической воды в объеме 2-4 м3, а в ВТМ добавляют 10-20% от его объема 22-24%-ного водного раствора соляной кислоты с получением вязкоупругого состава - ВУС. Причем объем первой порции закачиваемого ВУС определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ. После чего первую порцию ВУС продавливают в пласт кислотным составом в виде водного раствора соляной кислоты, содержащим вещества, улучшающие фильтрационные характеристики кислотного состава, и в объеме 0,5-1,0 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,1 м3 - для горизонтальных скважин. Причем кислотный состав закачивают в виде двух порций, первая из которых закачивается в объеме, достаточном для полного замещения объема насосно-компрессорных труб (НКТ) и межтрубного пространства интервала обработки. После чего скважину оставляют на техническую выдержку, достаточную для структурирования ВУС в интервале обработки. Далее закачивают вторую порцию кислотного состава, а затем вторую порцию ВУС в объеме 40-60% от объема первой порции ВУС, а объем кислотного состава для продавки увеличивают в 2-4 раза от первоначально закачиваемого состава для вертикальных скважин ив 1,1-4 раза - для горизонтальных. После чего кислотный состав продавливают нефтью в объеме НКТ плюс 3-5 м3. Кроме этого, в последнюю порцию кислотного состава добавляют вещества, снижающие скорость реакции кислоты с породой в 3-50 раз.Also known is a method of selective treatment of a productive carbonate formation (patent RU No. 2610967, IPC Е21В 43/27, Е21В 33/138, publ. 17.02.2017, bull. No. 5), including the determination of the specific injectivity coefficient of the treatment interval, cyclic sequential injection into it portions of a viscous-flowing material - TMV, containing an aqueous solution of a cationic surfactant, which increases its viscosity upon contact with formation water and collapses upon contact with oil, and acid compositions based on hydrochloric acid, followed by oil squeezing. Before injection of TMV, a buffer portion of formation or industrial water in a volume of 2-4 m 3 is injected into each treatment interval, and 10-20% of its volume of 22-24% aqueous solution of hydrochloric acid is added to TMV to obtain a viscoelastic composition - VUS. Moreover, the volume of the first portion of the injected VEG is determined depending on the value of the coefficient of specific injectivity on the basis of experimental work. After that, the first portion of the VEG is pushed into the formation with an acid composition in the form of an aqueous solution of hydrochloric acid containing substances that improve the filtration characteristics of the acid composition, and in a volume of 0.5-1.0 m 3 per linear meter of the treatment interval for vertical wells or 0.05 -0.1 m 3 - for horizontal wells. Moreover, the acid composition is pumped in two portions, the first of which is pumped in a volume sufficient to completely replace the volume of the tubing and the annular space of the treatment interval. After that, the well is left for technical exposure, sufficient for the structuring of the VEG in the treatment interval. Next, the second portion of the acid composition is injected, and then the second portion of the VEG in a volume of 40-60% of the volume of the first portion of the VEG, and the volume of the acid composition for squeezing is increased 2-4 times from the initially injected composition for vertical wells and 1.1-4 times - for horizontal. After that, the acid composition is forced through with oil in the volume of tubing plus 3-5 m 3 . In addition, substances are added to the last portion of the acid composition that reduce the rate of reaction of the acid with the rock by 3-50 times.
Недостатком способа является отсутствие стадий с растворителем, в итоге - плохой контакт с породой кислотного состава, а также то, что применение высоковязких неньютоновских жидкостей накладывает ограничения на фильтрационные характеристики закачиваемых составов, в связи с этим технология неприменима в качестве первичной матричной кислотной обработки.The disadvantage of this method is the absence of stages with a solvent, as a result, poor contact with the rock of the acid composition, as well as the fact that the use of high-viscosity non-Newtonian fluids imposes restrictions on the filtration characteristics of the injected compositions, therefore, the technology is not applicable as a primary matrix acid treatment.
Наиболее близким является способ селективной кислотной обработки неоднородного карбонатного пласта (патент RU № 2704668, МПК Е21B 43/27, опубл. 30.10.2019 г., бюл. № 31), включающий определение коэффициента удельной приемистости интервала обработки, циклическую последовательную закачку в него буферной жидкости, порций вязкоупругого состава ВУС и кислотного состава в виде водного раствора соляной кислоты, содержащего вещества, улучшающие фильтрационные характеристики, с последующей продавкой жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта. ВУС приготавливают из компонентов в следующем соотношении, мас.%: талловый амидопропилдиметиламиноксид 3,0-4,0; гидроксид натрия 5,0-15,0; хлорид натрия 6,0; вода - остальное. При этом в ВУС добавляют волокна лактида с дозировкой 10,0-30,0 кг/м3. Объемы порций ВУС и дозировку волокна определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ. Перед закачкой порции ВУС с волокнами лактида закачивают буферную жидкость в виде пластовой или пресной воды с поверхностно-активным веществом ПАВ в объеме 0,5-1,0 м3, после чего порцию ВУС с волокнами лактида продавливают в пласт через порцию пластовой или пресной воды с ПАВ кислотным составом в объеме 0,5-2,0 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,2 м3 - для горизонтальных скважин. Количество циклов последовательной закачки пластовой или пресной воды с ПАВ, порций ВУС с волокнами лактида, пластовой или пресной воды с ПАВ и кислотного состава составляет 2-3 в зависимости от радиуса распространения кислоты. Объем порции кислотного состава увеличивают на 10-30% с каждым последующим циклом, после чего составы продавливают жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта, в объеме полости насосно-компрессорных труб плюс 3-8 м3 с последующим закрытием скважины на время 6-8 ч для реагирования кислотного состава и деструкции волокна лактида.The closest is the method of selective acid treatment of a heterogeneous carbonate formation (patent RU No. 2704668, IPC E21B 43/27, publ. 30.10.2019, bul. No. 31), including the determination of the specific injectivity coefficient of the treatment interval, cyclic sequential injection of buffer liquid, portions of the viscoelastic composition of the VEG and acid composition in the form of an aqueous solution of hydrochloric acid containing substances that improve filtration characteristics, followed by squeezing with a fluid that preserves the reservoir properties of the formation. VUS is prepared from components in the following ratio, wt%: tallow amidopropyldimethylamine oxide 3.0-4.0; sodium hydroxide 5.0-15.0; sodium chloride 6.0; water is the rest. In this case, lactide fibers are added to the VUS with a dosage of 10.0-30.0 kg / m 3 . The volumes of the VES portions and the fiber dosage are determined depending on the value of the specific injectivity coefficient on the basis of experimental work. Before pumping a portion of VEG with lactide fibers, a buffer fluid is injected in the form of formation or fresh water with a surfactant surfactant in a volume of 0.5-1.0 m 3 , after which a portion of VEG with lactide fibers is pushed into the formation through a portion of formation or fresh water with an acidic surfactant in the amount of 0.5-2.0 m 3 per running meter of the treatment interval for vertical wells or 0.05-0.2 m 3 for horizontal wells. The number of cycles of sequential injection of formation or fresh water with surfactants, portions of VEG with lactide fibers, formation or fresh water with surfactants and acid composition is 2-3, depending on the radius of acid propagation. The volume of a portion of the acid composition is increased by 10-30% with each subsequent cycle, after which the compositions are pushed with a liquid that preserves the reservoir properties of the formation, in the volume of the tubing cavity plus 3-8 m 3 , followed by closing the well for 6-8 hours for the reaction of the acid composition and the destruction of the lactide fiber.
Недостатком способа является, то что нет стадий с растворителем – плохой контакт с породой кислотного состава. Применение высоковязких неньютоновских жидкостей накладывает ограничения на фильтрационные характеристики закачиваемых составов – технология неприменима в качестве первичной матричной кислотной обработки. Наличие волокна в составе жидкости приведет к нежелательной кольматации и снижению фильтрации, что снизит качество образованных каналов растворения, непродолжительному эффекту, а следовательно, к снижению дебита. Недостатком также является неконтролируемое образование каналов растворения, т.к. режим фильтрации кислотных составов предварительно не исследуется, следовательно, качество растворенных каналов фильтрации, их глубина и форма не известны.The disadvantage of this method is that there are no stages with a solvent - poor contact with the rock of acid composition. The use of high-viscosity non-Newtonian fluids imposes restrictions on the filtration characteristics of the injected compositions - the technology is not applicable as a primary matrix acid treatment. The presence of fiber in the composition of the liquid will lead to undesirable clogging and a decrease in filtration, which will reduce the quality of the formed dissolution channels, a short-term effect, and, consequently, to a decrease in flow rate. The disadvantage is also the uncontrolled formation of dissolution channels, because The filtration mode of acid compositions is not previously investigated, therefore, the quality of the dissolved filtration channels, their depth and shape are not known.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности кислотной обработки карбонатного пласта за счет улучшения фильтрационно-емкостных свойств и увеличения глубины и площади каналов растворения, а также повышение дебита за счет увеличения области притока флюидов к прискважинной зоне.The technical objectives of the proposal are to increase the efficiency of acidizing a carbonate formation by improving the reservoir properties and increasing the depth and area of the dissolution channels, as well as increasing the production rate by increasing the area of fluid flow to the near-wellbore zone.
Технические задачи решаются способом динамической матричной кислотной обработки карбонатного пласта, включающим циклическую последовательную закачку в него порций кислотного состава в виде водного раствора соляной кислоты.Technical problems are solved by the method of dynamic matrix acid treatment of a carbonate formation, including cyclic sequential injection of acid composition portions into it in the form of an aqueous solution of hydrochloric acid.
Новым является то, что до закачки кислотного состава задают целевой планируемый дебит по нефти, определяют суммарный объем закачиваемого кислотного состава и растворителя в зависимости от целевого планируемого дебита скважины по нефти, перед закачкой кислотного состава поверхность прискважинной зоны пласта очищают углеводородным растворителем в объеме не менее 1,0 м3, производят закачку кислотного состава с перекрытием интервала перфорации и при отсутствии приемистости выдерживают кислотный состав напротив продуктивного интервала в течение 1-2 ч, циклическую закачку кислотного состава начинают с объема не менее 1 м3, при этом объем закачки кислотного состава увеличивают с каждым последующим циклом и чередуют закачкой углеводородного растворителя, при этом количество циклов закачки выбирают исходя из достижения целевого планируемого дебита следующим образом: при значении целевого планируемого дебита от 2,6 до 3,5 т/сут. осуществляют 2 цикла закачки, при значении целевого планируемого дебита от 3,51 до 4,5 т/сут. осуществляют 2-3 цикла закачки, при значении целевого планируемого дебита от 4,51 до 5,0 т/сут. осуществляют 3-4 цикла закачки, после этого производят закачку продавочной жидкости в объеме насосно-компрессорных труб плюс 3-8 м3.The novelty is that before the acid composition is injected, the target planned oil production rate is set, the total volume of the acid composition and solvent injected is determined depending on the target planned oil production rate of the well, before the acid composition is injected, the surface of the near-wellbore formation zone is cleaned with a hydrocarbon solvent in a volume of at least 1 , 0 m 3 , the acid composition is injected with overlapping the perforation interval and, in the absence of injectivity, the acid composition is maintained opposite the production interval for 1-2 hours, the cyclic injection of the acid composition begins with a volume of at least 1 m 3 , while the volume of acid composition injection is increased with each subsequent cycle and alternate with the injection of a hydrocarbon solvent, while the number of injection cycles is selected based on the achievement of the target planned flow rate as follows: with the target planned flow rate from 2.6 to 3.5 t / day. 2 injection cycles are carried out, with a target planned flow rate of 3.51 to 4.5 tons / day. 2-3 injection cycles are carried out, with the value of the target planned production rate from 4.51 to 5.0 tons / day. 3-4 pumping cycles are carried out, after which the displacement fluid is pumped in the volume of tubing plus 3-8 m 3 .
Для осуществления способа динамической матричной кислотной обработки карбонатного пласта используют:To implement the method of dynamic matrix acidizing of a carbonate formation, the following are used:
- кислотный состав, в качестве которого применяют водный раствор ингибированной соляной кислоты по ТУ2458-002-48694360-2016, содержащий вещества, улучшающие фильтрационные характеристики кислотного состава; - acid composition, which is used as an aqueous solution of inhibited hydrochloric acid according to TU2458-002-48694360-2016, containing substances that improve the filtration characteristics of the acid composition;
- углеводородный растворитель, в качестве которого применяют растворитель WaxPro (подвижная жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета, плотностью от 705 до 1250 кг/м3, марок 1-7, по ТУ 2458-007-64013218-2015) или растворитель ИНТАТ, представляет собой композицию на основе неионогенного блоксополимера окиси этилена и пропилена (активная основа) в органическом растворителе, представляет собой однородную жидкость от светло-коричневого до темно-коричневого цвета. Изначально предназначен для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта (по ТУ 2458-187-83459339-2009). - hydrocarbon solvent, which is used as WaxPro solvent (mobile liquid from light yellow to dark brown, density from 705 to 1250 kg / m 3 , grades 1-7, according to TU 2458-007-64013218-2015) or solvent INTAT, is a composition based on a nonionic block copolymer of ethylene and propylene oxide (active base) in an organic solvent, is a homogeneous liquid from light brown to dark brown in color. It is originally intended for the removal of asphaltene-resin-paraffin deposits from oil wells and the bottomhole formation zone (according to TU 2458-187-83459339-2009).
- продавочную жидкость, в качестве которой применяют воду плотностью от 1 до 1,18 г/см3 с добавкой поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в количестве 0,1-0,2 мас.% от общего объема (например, если вода- 100 м3, то берут 0,1 % МЛ-81Б - 100 л) или нефть плотностью от 0,8 до 0,9 г/см3. - a displacement fluid, which is used as water with a density of 1 to 1.18 g / cm 3 with the addition of ML-81B surfactant in an amount of 0.1-0.2 wt% of the total volume (for example, if water is 100 m 3 , then take 0.1% ML-81B - 100 l) or oil with a density of 0.8 to 0.9 g / cm 3 .
Способ динамической матричной кислотной обработки карбонатного пласта осуществляют следующим образом.The method of dynamic matrix acidizing of a carbonate formation is carried out as follows.
Скважины, разрабатывающие нефтяные месторождения с карбонатными коллекторами, характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами, а именно низкой проницаемостью. Также в процессе эксплуатации нефтяных месторождений, представленных карбонатными коллекторами, состояние призабойной зоны пласта (ПЗП) скважин неуклонно ухудшается. Важнейшим элементом в повышении эффективности эксплуатации скважины является улучшение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта, в частности его фильтрационно-емкостных характеристик.Wells developing oil fields with carbonate reservoirs are characterized by low reservoir properties, namely low permeability. Also, during the operation of oil fields, represented by carbonate reservoirs, the state of the bottomhole formation zone (BHZ) of wells is steadily deteriorating. The most important element in increasing the efficiency of well operation is improving the reservoir properties of the bottomhole zone of the productive formation, in particular, its filtration-capacity characteristics.
До закачки кислотного состава на скважине задают целевой планируемый дебит по нефти. Показания по целевому планируемому дебиту скважины по нефти определяются индивидуально по проекту разработки месторождения. Before the injection of the acid composition at the well, the target planned oil production rate is set. Indications for the target planned well production rate for oil are determined individually for the field development project.
Определяют суммарный объем закачиваемого кислотного состава и растворителя в зависимости от целевого планируемого дебита скважины по нефти. Зависимость объема закачиваемого кислотного состава и растворителя от целевого планируемого дебита по нефти выявлена на основе эмпирических (опытных) данных в течение многолетнего опыта и представлена в таблице 1. The total volume of the injected acid composition and solvent is determined depending on the target planned well production rate for oil. The dependence of the volume of injected acid composition and solvent on the target planned oil production rate was revealed on the basis of empirical (experimental) data over many years of experience and is presented in Table 1.
Так, например: при значении целевого планируемого дебита по нефти – Q, равного 2,7 т/сут. суммарный объем кислотного состава на погонный метр интервала обработки составит 0,8-1,3 м3/м, а суммарный объем растворителя - 1,5-2,5 м3; при значении целевого планируемого дебита по нефти – Q, равного 3,91 т/сут. суммарный объем кислотного состава на погонный метр интервала обработки составит 1,9-2,3 м3/м, а суммарный объем растворителя - 3,5-4,5 м3.So, for example: with the value of the target planned oil production rate - Q equal to 2.7 t / day. the total volume of the acid composition per running meter of the treatment interval will be 0.8-1.3 m 3 / m, and the total volume of the solvent - 1.5-2.5 m 3 ; with the value of the target planned oil production rate - Q equal to 3.91 t / day. the total volume of the acid composition per running meter of the processing interval will be 1.9-2.3 m 3 / m, and the total volume of the solvent - 3.5-4.5 m 3 .
Таблица 1. Зависимость планируемого дебита по нефти от объема закачиваемого кислотного состава и растворителяTable 1. Dependence of the planned oil production rate on the volume of injected acid composition and solvent
Перед закачкой кислотного состава поверхность прискважинной зоны пласта очищают углеводородным растворителем (далее – растворителем) WaxPro или ИНТАТ в объеме не менее 1,0 м3. На практике объем растворителя обычно берут от 1,0 м3 до 3,0 м3 (но не менее 1,0 м3), что является достаточным для очистки прискважинной зоны пласта и подготовки ее для закачки кислотного состава. Применение предлагаемых растворителей (WaxPro или ИНТАТ) позволяет достичь положительный результат по очистке прискважинной зоны.Before injecting the acid composition, the surface of the near-wellbore formation zone is cleaned with a hydrocarbon solvent (hereinafter referred to as the solvent) WaxPro or INTAT in a volume of at least 1.0 m 3 . In practice, the volume of the solvent is usually taken from 1.0 m 3 to 3.0 m 3 (but not less than 1.0 m 3 ), which is sufficient for cleaning the near-wellbore zone of the formation and preparing it for injection of an acid composition. The use of the proposed solvents (WaxPro or INTAT) allows you to achieve a positive result in cleaning the near-wellbore zone.
Производят закачку кислотного состава с перекрытием интервала перфорации и при отсутствии приемистости выдерживают кислотный состав напротив продуктивного интервала в течение 1-2 ч. Циклическую закачку кислотного состава начинают с объема не менее 1 м3, при этом объем закачки кислотного состава увеличивают с каждым последующим циклом (в результате этого происходит распространение каналов растворения в радиальном направлении от скважины) и чередуют закачкой углеводородного растворителя объемом не менее 1 м3. При этом количество циклов закачки кислотного состава и растворителя выбирают исходя из достижения целевого планируемого дебита (см. таблицу 1) следующим образом: при значении целевого планируемого дебита от 2,6 до 3,5 т/сут. осуществляют 2 цикла закачки, при значении целевого планируемого дебита от 3,51 до 4,5 т/сут. осуществляют 2-3 цикла закачки, при значении целевого планируемого дебита от 4,51 до 5,0 т/сут. осуществляют 3-4 цикла закачки.The acid composition is injected with the overlap of the perforation interval and, in the absence of injectivity, the acid composition is maintained opposite the productive interval for 1-2 hours. Cyclic injection of the acid composition begins with a volume of at least 1 m 3 , while the volume of acid composition injection is increased with each subsequent cycle ( as a result of this, dissolution channels propagate in the radial direction from the well) and alternate with the injection of a hydrocarbon solvent with a volume of at least 1 m 3 . In this case, the number of injection cycles of the acid composition and the solvent is selected based on the achievement of the target planned flow rate (see Table 1) as follows: with the value of the target planned flow rate from 2.6 to 3.5 tons / day. 2 injection cycles are carried out, with a target planned flow rate of 3.51 to 4.5 tons / day. 2-3 injection cycles are carried out, with the value of the target planned production rate from 4.51 to 5.0 tons / day. 3-4 injection cycles are carried out.
Таким образом происходит обратная постадийная очистка породы сначала от углеводородов растворителем, потом происходит обработка кислотным составом горной породы, потом опять растворителем, и опять кислотой (с увеличением объема в каждым циклом) и далее в обратной последовательности, как происходила закачка в пласт. В результате увеличивается общая площадь каналов, которые получились при растворении кислотным составов.Thus, there is a reverse stepwise cleaning of the rock, first from hydrocarbons with a solvent, then there is a treatment with an acidic composition of the rock, then again with a solvent, and again with an acid (with an increase in volume in each cycle) and then in reverse order, as the injection into the formation took place. As a result, the total area of the channels increases, which were obtained by dissolving acidic compounds.
В результате такой обработки увеличивается область притока флюидов к прискважинной зоне, увеличивается глубина фильтрационных каналов. Все это в совокупности позволяет увеличить дебит, повысить эффективность способа и продолжительность эффекта.As a result of such treatment, the area of fluid inflow to the near-wellbore zone increases, and the depth of the filtration channels increases. All this taken together makes it possible to increase the flow rate, increase the efficiency of the method and the duration of the effect.
После этого производят закачку продавочной жидкости - воды плотностью от 1 до 1,18 г/см3 с добавкой поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в количестве 0,1-0,2 мас.% от общего объема или нефти плотностью от 0,8 до 0,9 г/см3 в объеме насосно-компрессорных труб плюс 3-8 м3. Любая из представленных продавочных жидкостей обеспечивает одинаковый результат. After that, a displacement fluid is injected - water with a density of 1 to 1.18 g / cm 3 with the addition of ML-81B surfactant in an amount of 0.1-0.2 wt% of the total volume or oil with a density of 0.8 up to 0.9 g / cm 3 in the volume of tubing plus 3-8 m 3 . Any of the displacement fluids presented will provide the same result.
Примеры конкретного выполнения.Examples of specific implementation.
Пример 1.Example 1.
Дебит жидкости вертикальной скважины до обработки ‒ 2,2 м3/сут., содержание воды в продукции скважины – 10 %. Радиус условного контура питания равен 100 м, радиус скважины 0,1 м. Скважина пробурена до глубины 1179 м. Продуктивный пласт вскрыт перфорацией в трех интервалах 964-981 м (толщина перфорации 10 м) и сложен карбонатными породами (известняками), объемный коэффициент нефти 0,013. Задан целевой планируемый дебит по нефти – 2,8 т/сут.The flow rate of the vertical well fluid before treatment is 2.2 m 3 / day, the water content in the well product is 10%. The radius of the conditional recharge loop is 100 m, the radius of the well is 0.1 m. The well was drilled to a depth of 1179 m. The productive formation is penetrated by perforation in three intervals of 964-981 m (perforation thickness 10 m) and is composed of carbonate rocks (limestones), oil volumetric coefficient 0.013. The target planned oil production rate is set - 2.8 tons / day.
Определили суммарный объем кислотного состава (от толщины перфорации 10 м) по таблице 1 в размере 1,3 м3/м (13 м3), суммарный объем растворителя - 2,5 м3. Количестве циклов выбрали равным 2. Determined the total volume of the acid composition (from the thickness of the perforation 10 m) according to table 1 in the amount of 1.3 m 3 / m (13 m 3 ), the total volume of the solvent - 2.5 m 3 . The number of cycles was chosen to be 2.
Скважину остановили, заглушили, подняли глубинное насосное оборудование. Провели шаблонирование ствола скважины. The well was stopped, drowned out, and downhole pumping equipment was raised. The wellbore was sledged.
Спустили на колонне технологические НКТ. Произвели герметизацию устья. Обвязали устьевое оборудование с насосным агрегатом.We lowered technological tubing on a string. The mouth was sealed. We tied the wellhead equipment with a pumping unit.
Провели очистку поверхности прискважинной зоны пласта растворителем ИНТАТ в объеме 1,0 м3. Произвели закачку кислотного состава с перекрытием интервала перфорации в объеме 2,1 м3 и при низкой приемистости выдержали кислотный состав напротив продуктивного интервала в течение 1ч. Произвели закачку кислотного состава объемом 6 м3, закачали растворитель ИНТАТ объемом 1 м3, далее закачали кислотный состав объёмом 7 м3, закачали растворитель ИНТАТ объемом 1,5 м3. Суммарный объем кислотного состава на погонный метр интервала обработки в сумме двух циклов составил 1,3м3/м. После двух циклов закачки произвели закачку продавочной жидкости - воды плотностью 1 г/см3 (с добавкой поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в количестве 0,1-мас.%) объемом 3 м3 – объем внутренний НКТ плюс 3 м3, всего 6 м3. Закрыли трубную задвижку. Выдержали паузу 4 ч на реагирование кислотного состава.The surface of the near-wellbore zone of the formation was cleaned with the INTAT solvent in the amount of 1.0 m 3 . The acid composition was injected with the overlap of the perforation interval in the volume of 2.1 m 3 and, at a low injectivity, the acid composition was maintained opposite the productive interval for 1 hour. An acid composition with a volume of 6 m 3 was injected, an INTAT solvent with a volume of 1 m 3 was injected, then an acid composition with a volume of 7 m 3 was injected, an INTAT solvent with a volume of 1.5 m 3 was injected. The total volume of acid composition per running meter of the treatment interval in the sum of two cycles was 1.3 m 3 / m. After two injection cycles, a displacement fluid was injected - water with a density of 1 g / cm 3 (with the addition of ML-81B surfactant in an amount of 0.1 wt%) with a volume of 3 m 3 - the volume of the inner tubing plus 3 m 3 , total 6 m 3 . The pipe valve was closed. Withstood a pause of 4 h for the reaction of the acid composition.
Вызвали приток из пласта свабированием для очистки интервала обработки от продуктов реакции таким образом, что происходит повторное реагирование карбонатного коллектора в призобойной зоне, за счет того, что происходит обратная постадийная очистка породы вначале от углеводородов, потом происходит обработка кислотным составом горной породы, далее в обратной последовательности как происходила закачка в пласт.They caused inflow from the formation by swabbing to clean the treatment interval from reaction products in such a way that the carbonate reservoir reacts in the near-wellbore zone, due to the fact that there is a reverse stepwise cleaning of the rock, first from hydrocarbons, then the acidic composition of the rock is treated, then in the reverse sequence of how the injection took place.
Полностью подняли всю компоновку на технологических трубах. Спустили насосное оборудование на НКТ на расчетную глубину, запустили скважину в работу.The entire assembly was completely lifted on the technological pipes. We lowered the pumping equipment on tubing to the design depth, put the well into operation.
По результатам освоения приток жидкости составил 2,85 м3/сут., что на 71 % больше дебита жидкости по скважинам после бурения, на которых проводилась традиционная кислотная ОПЗ. Based on the results of the development, the fluid flow was 2.85 m 3 / day, which is 71% more than the fluid flow rate in the wells after drilling, where the traditional acid BHT was carried out.
Пример 2.Example 2.
Дебит жидкости вертикальной скважины до обработки ‒ 2,0 м3/сут., содержание воды в продукции скважины – 9 %. Радиус условного контура питания равен 100 м, радиус скважины 0,1 м. Скважина пробурена до глубины 1182 м. Продуктивный пласт вскрыт перфорацией в двух интервалах 972-983 м (толщина перфорации 11,0 м) и сложен карбонатными породами (известняками), объемный коэффициент нефти 0,018. Задан целевой планируемый дебит по нефти – 3,51 т/сут.The flow rate of the vertical well fluid before treatment is 2.0 m 3 / day, the water content in the well product is 9%. The radius of the conditional recharge loop is 100 m, the radius of the well is 0.1 m. The well was drilled to a depth of 1182 m. The productive formation is penetrated by perforation in two intervals 972-983 m (perforation thickness 11.0 m) and is composed of carbonate rocks (limestones), volumetric oil coefficient 0.018. The target planned oil production rate is set - 3.51 tons / day.
Определили суммарный объем кислотного состава по таблице 1 в размере – 1,8 м3/м (19,8 м3), суммарный объем растворителя - 4 м3. Количестве циклов выбрали равным 3. Determined the total volume of the acid composition according to table 1 in the amount of 1.8 m 3 / m (19.8 m 3 ), the total volume of the solvent is 4 m 3 . The number of cycles was chosen equal to 3.
Подняли буровое оборудование. Спустили на колонне технологические НКТ. Произвели герметизацию устья. Обвязали устьевое оборудование с насосным агрегатом.The drilling equipment was raised. We lowered technological tubing on a string. The mouth was sealed. We tied the wellhead equipment with a pumping unit.
Провели очистку поверхности прискважинной зоны пласта растворителем WaxPro-6 в объеме 2,0 м3. Произвели закачку кислотного состава с перекрытием интервала перфорации в объеме 2,1 м3, при низкой или отсутствии приемистости выдержали кислотный состав напротив продуктивного интервала в течение 1,5 ч. Произвели закачку кислотного состава объемом 5 м3, закачали растворитель WaxPro-6 объемом 1 м3, далее закачали кислотный состав объёмом 6 м3, закачали растворитель WaxPro-6 объемом 1,3 м3, произвели закачку кислотного состава в объеме 8,8 м3, произвели закачку растворителя WaxPro-6 в объеме 1,7 м3.The surface of the near-wellbore formation zone was cleaned with WaxPro-6 solvent in a volume of 2.0 m 3 . The acid composition was injected with the overlap of the perforation interval in a volume of 2.1 m 3 , with low or no injectivity, the acid composition was maintained opposite the productive interval for 1.5 hours. The acid composition was injected with a volume of 5 m 3 , the WaxPro-6 solvent was injected with a volume of 1 m 3 , then an acid composition with a volume of 6 m 3 was injected, a WaxPro-6 solvent with a volume of 1.3 m 3 was injected, an acid composition was injected in a volume of 8.8 m 3 , and a WaxPro-6 solvent was injected in a volume of 1.7 m 3 .
После трех циклов закачки произвели закачку продавочной жидкости –объёмом 6,5 м3, в качестве продавочной жидкости применили воду плотностью 1,18 г/см3 с добавкой поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в количестве 0,2 мас.%. After three pumping cycles, a displacement fluid was injected with a volume of 6.5 m 3 , as a displacement fluid, water with a density of 1.18 g / cm 3 was used with the addition of ML-81B surfactant in an amount of 0.2 wt.%.
Закрыли трубную задвижку. Выдержали паузу 4 часа на реагирование кислотного состава.The pipe valve was closed. Withstood a pause of 4 hours for the reaction of the acid composition.
Полностью подняли всю компоновку на технологических трубах. Спустили насосное оборудование на НКТ на расчетную глубину, запустили скважину в работу.The entire assembly was completely lifted on the technological pipes. We lowered the pumping equipment on tubing to the design depth, put the well into operation.
По результатам освоения приток жидкости составил 3,6 м3/сут., что на 80 % больше дебита жидкости по скважинам после бурения, на которых проводилась традиционное кислотное ОПЗ.According to the results of the development, the fluid inflow was 3.6 m 3 / day, which is 80% more than the fluid flow rate in the wells after drilling, where the traditional acid BHT was carried out.
Пример 3.Example 3.
Дебит жидкости вертикальной скважины до обработки ‒ 2,3 м3/сут., содержание воды в продукции скважины – 11 %. Радиус условного контура питания равен 100 м, радиус скважины 0,1 м. Скважина пробурена до глубины 1156 м. Продуктивный пласт вскрыт перфорацией в двух интервалах 972-983 м (толщина перфорации 10,5 м) и сложен карбонатными породами (известняками), объемный коэффициент нефти 0,205. Задан целевой планируемый дебит по нефти – 4,51 т/сут.The flow rate of the vertical well fluid before treatment is 2.3 m 3 / day, the water content in the well product is 11%. The radius of the conditional recharge loop is 100 m, the radius of the well is 0.1 m. The well was drilled to a depth of 1156 m. The productive formation is penetrated by perforation in two intervals 972-983 m (perforation thickness 10.5 m) and is composed of carbonate rocks (limestones), volumetric oil coefficient 0.205. The target planned oil production rate is set - 4.51 tons / day.
Определили суммарный объем кислотного состава по таблице 1 в размере – 2,4 м3/м (25,2 м3), суммарный объем растворителя - 5 м3. Количестве циклов выбрали равным 4. Determined the total volume of the acid composition according to table 1 in the amount of 2.4 m 3 / m (25.2 m 3 ), the total volume of the solvent is 5 m 3 . The number of cycles was chosen equal to 4.
Подняли буровое оборудование. Спустили на колонне технологические НКТ. Произвели герметизацию устья. Обвязали устьевое оборудование с насосным агрегатом.The drilling equipment was raised. We lowered technological tubing on a string. The mouth was sealed. We tied the wellhead equipment with a pumping unit.
Провели очистку поверхности прискважинной зоны пласта растворителем WaxPro-6 в объеме 1,0 м3. The surface of the near-wellbore zone of the formation was cleaned with WaxPro-6 solvent in a volume of 1.0 m 3 .
Произвели закачку кислотного состава с перекрытием интервала перфорации в объеме 2 м3, при низкой или отсутствии приемистости выдержали кислотный состав напротив продуктивного интервала в течение 2 часа. Произвели закачку кислотного состава объемом 4 м3, закачали растворитель WaxPro-6 объемом 1 м3, далее закачали кислотный состав объёмом 5 м3, закачали растворитель WaxPro-6 бъемом 1,2 м3, произвели закачку кислотного состава в объеме 6 м3, произвели закачку растворителя WaxPro-7 в объеме 1,3 м3, произвели закачку кислотного состава в объеме 10,2 м3, произвели закачку растворителя в объеме 1,5 м3. Суммарный объем кислотного состава на погонный метр интервала обработки в сумме по 4 циклам составил 2,4 м3/м.The acid composition was injected with the overlap of the perforation interval in the volume of 2 m 3 , with low or no injectivity, the acid composition was maintained opposite the productive interval for 2 hours. An acid composition was injected with a volume of 4 m 3 , a WaxPro-6 solvent with a volume of 1 m 3 was injected, then an acid composition with a volume of 5 m 3 was injected, a WaxPro-6 solvent with a volume of 1.2 m 3 was injected, an acid composition was injected in a volume of 6 m 3 , injected WaxPro-7 solvent in a volume of 1.3 m 3 , injected acid composition in a volume of 10.2 m 3 , injected solvent in a volume of 1.5 m 3 . The total volume of the acid composition per running meter of the processing interval in the amount of 4 cycles was 2.4 m 3 / m.
После четырех циклов закачки произвели закачку продавочной жидкости – нефти плотностью 0,8 г/см3 объёмом 8 м3.After four injection cycles, a displacement fluid was injected - oil with a density of 0.8 g / cm 3 and a volume of 8 m 3 .
Закрыли трубную задвижку. Выдержали паузу 4 ч на реагирование кислотного состава.The pipe valve was closed. Withstood a pause of 4 h for the reaction of the acid composition.
Вызвали приток из пласта свабированием для очистки интервала обработки от продуктов реакции таким образом. Полностью подняли всю компоновку на технологических трубах. Спустили насосное оборудование на НКТ на расчетную глубину, запустили скважину в работу.Induced inflow from the formation by swabbing to clean the treatment interval from reaction products in this way. The entire assembly was completely lifted on the technological pipes. We lowered the pumping equipment on tubing to the design depth, put the well into operation.
По результатам освоения приток жидкости составил до 4,6 м3/сут., что на 100 % больше дебита жидкости по скважинам после бурения, на которых проводилась традиционное кислотное ОПЗ. According to the results of the development, the fluid inflow was up to 4.6 m 3 / day, which is 100% more fluid flow rate in the wells after drilling, where the traditional acid BHT was carried out.
Другие примеры практического применения проводили аналогичным образом, результаты представлены в таблице 2.Other examples of practical application were carried out in a similar way, the results are presented in table 2.
Таблица 2. Результаты опытовTable 2. Results of experiments
Предлагаемый способ динамической матричной кислотной обработки карбонатного пласта повышает эффективность кислотной обработки карбонатного пласта за счет улучшения фильтрационно-емкостных свойств и увеличения глубины и площади каналов растворения, а также позволяет повысить дебит за счет увеличения области притока флюидов к прискважинной зоне.The proposed method for dynamic matrix acidizing of a carbonate formation increases the efficiency of acidizing a carbonate formation by improving the reservoir properties and increasing the depth and area of the dissolution channels, and also makes it possible to increase the flow rate by increasing the area of fluid flow to the near-wellbore zone.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020143836A RU2750806C1 (en) | 2020-12-29 | 2020-12-29 | Method for dynamic matrix acid treatment of carbonate formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020143836A RU2750806C1 (en) | 2020-12-29 | 2020-12-29 | Method for dynamic matrix acid treatment of carbonate formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2750806C1 true RU2750806C1 (en) | 2021-07-02 |
Family
ID=76820179
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020143836A RU2750806C1 (en) | 2020-12-29 | 2020-12-29 | Method for dynamic matrix acid treatment of carbonate formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2750806C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2506421C1 (en) * | 2012-08-07 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of bottom-hole zone |
| RU2512216C1 (en) * | 2012-10-16 | 2014-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Treatment method of bottomhole zone |
| RU2513586C1 (en) * | 2013-04-23 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Treatment method of bottom-hole formation zone |
| RU2704668C1 (en) * | 2018-11-22 | 2019-10-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for selective acid treatment of non-uniform carbonate formation |
-
2020
- 2020-12-29 RU RU2020143836A patent/RU2750806C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2506421C1 (en) * | 2012-08-07 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of bottom-hole zone |
| RU2512216C1 (en) * | 2012-10-16 | 2014-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Treatment method of bottomhole zone |
| RU2513586C1 (en) * | 2013-04-23 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Treatment method of bottom-hole formation zone |
| RU2704668C1 (en) * | 2018-11-22 | 2019-10-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for selective acid treatment of non-uniform carbonate formation |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| LOGINOV BG et al. Guidelines for acid treatments of wells. Moscow, "Nedra", 1966, p. 124-131, 148-150. * |
| ЛОГИНОВ Б. Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. Москва, "Недра", 1966, с. 124-131, 148-150. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20220098955A1 (en) | Method for filling oil-gas well of fractured oil-gas reservoir with isolation particles to reduce water and increase oil production | |
| RU2599156C1 (en) | Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft | |
| RU2451165C1 (en) | Method for restriction of brine water inflow to production well | |
| RU2750806C1 (en) | Method for dynamic matrix acid treatment of carbonate formation | |
| RU2704668C1 (en) | Method for selective acid treatment of non-uniform carbonate formation | |
| RU2418943C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| RU2319832C2 (en) | Method to complete well with carbonate productive reservoir penetrated with radial channels | |
| RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
| RU2418157C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
| RU2612693C1 (en) | Method to reduce water inflow in production wells without lifting of downhole pumping equipment | |
| RU2495231C1 (en) | Flushing method for wells with lost-circulation formation | |
| RU2645688C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2188301C1 (en) | Method of preparation and performance of well servicing | |
| RU2642900C1 (en) | Method acid treatment for reservoirs with water-oil contact | |
| SU1206431A1 (en) | Method of isolating bottom water in oil well | |
| RU2380528C1 (en) | Oil or gas condensate field development method | |
| RU2415258C1 (en) | Procedure for treatment of bottomhole zone of producer | |
| RU2159328C1 (en) | Technique for isolation of highly penetrable intervals of seam in well | |
| US3115931A (en) | Method of acidizing wells | |
| US20120273200A1 (en) | Methods for treating a wellbore | |
| RU2261981C1 (en) | Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well | |
| RU2520989C1 (en) | Bottomhole zone treatment method for horizontal well |