RU2757456C1 - Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой - Google Patents
Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой Download PDFInfo
- Publication number
- RU2757456C1 RU2757456C1 RU2020125723A RU2020125723A RU2757456C1 RU 2757456 C1 RU2757456 C1 RU 2757456C1 RU 2020125723 A RU2020125723 A RU 2020125723A RU 2020125723 A RU2020125723 A RU 2020125723A RU 2757456 C1 RU2757456 C1 RU 2757456C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hole zone
- productive
- formation
- productive layer
- hydrocarbons
- Prior art date
Links
- 239000011148 porous material Substances 0.000 title claims abstract description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 21
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 13
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 title claims abstract description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 4
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 29
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims 1
- 238000011282 treatment Methods 0.000 abstract description 18
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 10
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 abstract description 10
- 239000010442 halite Substances 0.000 abstract description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 abstract description 5
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 abstract description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 abstract description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 abstract description 4
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 abstract description 4
- 239000011800 void material Substances 0.000 abstract description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 abstract 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 abstract 1
- 238000011033 desalting Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000002459 sustained effect Effects 0.000 abstract 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 22
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 13
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 11
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 8
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical class F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 3
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 3
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N Disodium Chemical class [Na][Na] QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- DAJSVUQLFFJUSX-UHFFFAOYSA-M sodium;dodecane-1-sulfonate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCS([O-])(=O)=O DAJSVUQLFFJUSX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 230000003116 impacting effect Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000002940 repellent Effects 0.000 description 1
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к интенсификации притока углеводородов посредством кислотной обработки продуктивного пласта при освоении и эксплуатации скважин, пробуренных на сложнопостроенные горизонты, залегающие в условиях низких температур и содержащие в минеральном составе пород соли галита, а в пустотном пространстве флюидопроводящих коллекторов остаточную высокоминерализованную воду с содержанием солей хлоридов более 150 г/л. Технический результат - глубокое очишение призабойной зоны продуктивного пласта без выпадения осадков, увеличение эффективности кислотной обработки, повышение дебита скважины. Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами, с остаточной высокоминерализованной поровой водой включает закачку в пласт кислотного состава, технологическую выдержку после закачки и ввод скважины в эксплуатацию. Перед кислотной обработкой в призабойную зону закачивают опреснитель - пресную воду с добавкой поверхностно-активного вещества в концентрации 0,1-2 мас.% из расчета 3-5 поровых объемов продуктивного пласта на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины, вскрытой перфорацией. Затем закачивают кислотный состав с добавкой поверхностно-активного вещества в количестве 0,1-2 мас.% в призабойную зону пласта. Производят выдержку продуктивного пласта после кислотной обработки в течение 8-16 ч. Извлекают из скважины продукты реакции, а затем выполняют глушение солевым раствором с поверхностно-активным веществом, товарной нефтью или жидкостью на углеводородной основе. 3 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к методам интенсификации притока нефти за счет кислотной обработки продуктивного пласта при освоении и эксплуатации скважин, пробуренных на сложнопостроенные горизонты, залегающие в условиях низких температур и содержащие в минеральном составе пород соли галита, а в пустотном пространстве флюидопроводящих коллекторов остаточную высокоминерализованную воду с содержанием солей хлоридов более 150 г/л.
В процессе обработки призабойной зоны (далее - ОПЗ) пласта соляной или смесью соляной и плавиковой кислот в пористой среде коллекторов происходит выпадение солей хлоридов, что приводит к блокированию проводимости капиллярных каналов. В связи с этим кислотная обработка продуктивного пласта имеет низкую успешность или приводит к снижению дебита скважины до ее воздействия.
Известны способы соляно-, глино- и ацетонокислотной ОПЗ пласта, применяемые при освоении и эксплуатации скважин (Л.Х. Ибрагимов, И.Т. Мищенко, Д.К. Челоянц «Интенсификация добычи нефти». М.: Наука, 2000, - 14 с.).
Известен способ ОПЗ нефтяного пласта (патент RU 2 501 943, Е21В 43/27). Сущность данного изобретения включает последовательную закачку углеводородного раствора продукта на основе неионогенного поверхностно-активного вещества (далее - ПАВ) и кислотосодержащего реагента, позволяющего осуществить длительную качественную блокировку высокообводненных нефтяных скважин, обеспечивающую проникновение закачиваемого в последующем кислотосодержащего реагента в низкопроницаемые пропластки, ранее не охваченные воздействием закачиваемых кислотных составов.
Известен способ ОПЗ нефтяного пласта (патент RU 2012 104 309, Е21В 43/27). Сущность данного изобретения состоит в последовательной закачке углеводородного раствора неионогенного ПАВ или углеводородного раствора смеси неионогенных ПАВ с анионоактивными ПАВ, который продавливают в пласт водой, проводят выдержку в течение 1-24 ч, после чего закачивают кислотосодержащий реагент и продавливают его в пласт водой. При этом углеводородный раствор с ПАВ закачивают с целью получения стойких эмульсий в высокообводненных пропластках, а последующее прокачивание кислотосодержащего раствора направлено на проникновение и воздействие последнего в низкопроницаемые пропластки.
Недостатком указанных способов является невозможность полной очистки пор коллектора от адсорбированной высокоминерализованной поровой воды и галита при закачивании углеводородных растворов с ПАВ перед закачиванием соляной или смеси соляной и плавиковой кислот, в т.ч. с добавкой ПАВ. В то же время, закачка углеводородных растворов с ПАВ, направленных на образование высоковязких эмульсий при взаимодействии с высокоминерализованной пластовой водой, может привести к эффекту кольматации пор коллектора.
Известен способ ОПЗ терригенного нефтяного пласта (патент RU 2 475 638, Е21В 43/27), включающий глушение скважин щелочным раствором заданной плотности, предотвращающим осадкообразование из продуктов реакций. В дальнейшем в пласт закачивается смесь из соляной и плавиковой кислот с добавлением динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты в количестве 0,01-0,5% масс, додецилсульфаната натрия в количестве 0,01-0,1% масс, после чего для изменения смачиваемости породы-коллектора производится ее обработка водным раствором гидрофобизатора НГ-1 с концентрацией 0,01-2% масс.
Недостатком указанного способа является невозможность очистки пор коллектора от адсорбированной высокоминерализованной поровой воды и галита в области ближней от скважины зоны пласт (5-10 м). В дополнение к этому при взаимодействии солей хлоридов с закачиваемыми растворами кислот, содержащими в своем составе добавки динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты и додецилсульфаната натрия, следует ожидать выпадение осадков солей хлорида кальция и натрия, что приведет к кольматации пор коллектора и отразится на снижении эффективности от проведенных обработок скважин.
Близким по технологической сущности является способ обработки околоскважинной зоны (патент RU 2 494 246, Е21В 43/27), включающий на первом этапе закачку в скважину 0,5-1,5% раствора ПАВ в пластовой воде в объеме 100-200 м3 или закачку 400-600 м3 (при повышенной приемистости скважины, при давлении закачки близком к нулю), на втором этапе закачку 10-15% водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,25-0,5 м3 на 1 пог.м перфорированной мощности пласта, на третьем этапе 10-15% водного раствора соляной кислоты с замедлителем реакции с породой в объеме 2-5% от объема раствора кислоты в объеме закачки из расчета 1-1,5 м3 на 1 пог.м, продавку пластовой водой в объеме 100-200 м3 и технологическую выдержку в течение 16-48 ч.
Недостатком указанного способа является необоснованно большой объем закачки пластовой воды с добавкой ПАВ в продуктивный пласт, что при близкорасположенной подошвенной воде в связи с изменением смачиваемости пор коллектора приведет к обводнению скважины. Кроме того, пластовые воды могут иметь значительное содержание растворенных минералов, что при контакте с кислотами может привести к выпадению осадков и к кольматации пор коллектора, а последующая продавка пластовой водой в объеме 100-200 м3 приведет к отклонению закачиваемой воды и обводнению продукции добывающей скважины. Преждевременное обводнение продукции скважин может произойти из-за закачивания большого объема пластовой воды на первом этапе.
Задачей заявленного способа является предупреждение выпадения осадков, кольматирующих пустотное пространство пород в результате взаимодействия кислотных составов с высокоминерализованными пластовыми водами и галитом, увеличение проницаемости коллекторов за счет отмывающих свойств ПАВ и растворения солей, являющихся компонентами минеральной составляющей пород, а также повышение проникающей способности кислотных составов в глубину пласта.
Технический результат заявляемого способа достигается за счет предварительного опреснения призабойной зоны продуктивного пласта, при этом нагнетаемая пресная вода подается с добавкой ПАВ в концентрации 0,1-2% масс, из расчета 3-5 поровых объемов продуктивного пласта на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины, вскрытой перфорацией. Общий объем закачки пресной воды с ПАВ рассчитывается исходя из глубины поврежденной зоны продуктивного пласта (зона снижения коллекторских свойств продуктивного пласта). ПАВ, в свою очередь, отмывает остаточную нефть из пор, а также выступает как деэмульгатор, что обеспечивает большую полноту извлечения закаченного объема воды из продуктивного пласта. ПАВ, адсорбируясь на стенках пор, снижает скорость реакции закачиваемых кислот с породой и способствует их более глубокому проникновению в продуктивный пласт.
Способ освоения скважины реализуется следующим образом.
После окончания бурения ствола скважины, цементирования и перфорации в продуктивном стволе или после глушения скважины при эксплуатации производят гидродинамические исследования с целью определения поврежденной зоны продуктивного пласта (зона повреждения может определяться на основании данных гидродинамических исследований в других скважинах со схожими геологическими характеристиками продуктивного пласта). Для поврежденной зоны продуктивного пласта рассчитывают объем раствора опреснителя с ПАВ. Производят работы по закачиванию опреснителя - пресной воды с добавкой ПАВ в концентрации 0,1-2% масс, из расчета 3-5 поровых объемов продуктивного пласта на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины, вскрытой перфорацией, затем закачивают кислотный состав с добавкой ПАВ в количестве 0,1-2% масс, в призабойную зону пласта, производят выдержку продуктивного пласта после кислотной обработки в течение 8-16 ч, извлекают из скважины продукты реакции, а затем выполняют глушение солевым раствором с ПАВ, товарной нефтью или жидкостью на углеводородной основе.
Эффективность предлагаемого способа подтверждается изучением проблемы по проведенным лабораторным исследованиям, направленным на определение влияния кислотных составов на фильтрационно-емкостные свойства горных пород с наличием высокоминерализованной воды в порах коллектора. Описание проведения эксперимента приведено ниже.
При проведении кислотной обработки горной породы, содержащей в поровом пространстве остаточную воду с минерализацией солей 300 г/л, в опытах №1-5, 16-17 (таблица 1) установлено нарастающее во времени ухудшение фильтрационных свойств образцов керна для модельной нефти.
Основной причиной снижения их флюидопроводимости выступает высокая минерализация поровой воды, которая в условиях низкой температуры (18-20°С) при контакте с соляной кислотой приводит к выпадению осадкообразований.
С целью устранения кольматационного повреждения флюидопроводимости породы-коллектора от протекания процессов осадкообразования в опытах №6-9, 18-19 (таблица 1) выполнена предварительная промывка образцов керна оторочками пресной воды, что привело к снижению общей минерализации солей в объеме их пустотного пространства за счет растворения и выноса потоком фильтрации из моделей пласта. Последующая за водой прокачка кислотного состава в количестве 1-2 поровых объемов демонстрировала тенденцию к снижению, и, в конечном итоге, достигла своего полного отсутствия при абсолютном равенстве поровых давлений жидкости на торцевых концах составных колонок.
В том числе проводились лабораторные исследования по установлению граничных значений остаточной минерализации воды в поровом пространстве, обеспечивающих эффективное применение технологии кислотных обработок в условиях залегания заслоненных карбонатных коллекторов. Испытание рабочих композиций выполнено в соответствии с базовой технологией кислотной ОПЗ пласта. В опытах №10-15 (таблица 1) при содержании в поровом пространстве солей концентрацией 150 г/л и менее установлено, что осадкообразований не происходит.
На основании проведенных лабораторных исследований с целью подтверждения полученных результатов проведены опытно-промышленные работы в Восточной Сибири. Результаты применения заявляемого способа кислотной ОПЗ продуктивного пласта указаны в нижеописанных примерах.
1) 11.11.2017 на скважине №531 выполнена закачка 16%-ной соляной кислоты в объеме 18 м3 с предварительным опреснением в объеме 10 м3. До обработки, при забойном давлении 7,6 МПа, параметры работы скважины составляли: дебит по жидкости - 10 м3, дебит по нефти - 10 м3/сут. В результате скважина вышла на постоянный режим работы, при забойном давлении 7,7 МПа, параметры составили: дебит по жидкости - 25 м3/сут, дебит по нефти - 24,5 м3/сут. Прирост дебита нефти составил 14,5 м3/сут (таблица 2).
2) 13.11.2017 на скважине №226 центральной базы (далее - ЦБ) Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения (далее - НГКМ) выполнена закачка 16%-ной соляной кислоты в объеме 18 м3 с предварительным опреснением в объеме 12 м3. До обработки скважина работала в нестабильном режиме фонтанирования, при забойном давлении 8,4 МПа, параметры составляли: дебит по жидкости - 34,4 м3/сут, дебит по нефти - 34,4 м3/сут. После обработки режим работы скважины стабилизировался, при забойном давлении 7,6 МПа, параметры составили: дебит по жидкости - 50,7 м3/сут, дебит по нефти - 50,7 м3/сут. Прирост дебита нефти составил 16,3 м3/сут (таблица 2).
Ранее, с 2012 по 2015 годы, на скважине были проведены четыре соляно-кислотные обработки (далее - СКО). Прирост дебита нефти от СКО составил от 6,9 до 8 м3/сут (таблица 3).
3) 30.01.2018 на скважине №57 ЦБ Талаканского НГКМ выполнена закачка 16%-ной соляной кислоты в объеме 18 м3 с предварительным опреснением в объеме 12 м3. До обработки скважина работала в периодическом режиме эксплуатации, при забойном давлении 6,2 МПа, параметры составляли: дебит по жидкости - 3,6 м3/сут, дебит по нефти - 3,6 м3/сут. После обработки, при забойном давлении 3,9-4,5 МПа, параметры составили: дебит по жидкости - 19,5 м3/сут, дебит по нефти - 19,5 м3/сут. Прирост дебита нефти составил 15,9 м3/сут (таблица 2).
Ранее, с 2010 по 2015 годы, на скважине были проведены три СКО, приросты дебита нефти от СКО составили: от 0,7 до 5,8 м3/сут (таблица 3).
4) 05.02.2018 на скважине №222 ЦБ Талаканского НГКМ выполнена закачка 16%-ной соляной кислоты в объеме 30 м3 с предварительным опреснением в объеме 12 м3. До обработки скважина работала в периодическом режиме эксплуатации, при забойном давлении 5,7 МПа, параметры составляли: дебит по жидкости - 15 м3/сут, дебит по нефти -12,6 м3/сут. После обработки, при забойном давлении 7,6 МПа, параметры составили: дебит по жидкости - 34 м3/сут, дебит по нефти - 34 м3/сут. Прирост дебита нефти составил 19 м3/сут (таблица 2).
5) 22.02.2018 на скважине №119 ЦБ Талаканского НГКМ выполнена закачка 16%-ной соляной кислоты в объеме 30 м3 с предварительным опреснением в объеме 12 м3. До обработки, при забойном давлении 5,3 МПа, скважина показывала параметры: дебит по жидкости - 14,8 м3/сут, дебит по нефти - 13,8 м3/сут. После обработки, при забойном давлении 5,4 МПа, параметры скважины составили: дебит по жидкости - 27 м3/сут, дебит по нефти - 24,5 м3/сут. Прирост дебита нефти составил 10,7 м3/сут (таблица 2).
Ранее, с 2012 по 2014 годы, на скважине было проведено две СКО, прирост дебита нефти составил от 2,7 до 7,8 м3/сут (таблица 3).
6) 04.03.2018 на скважине №153 ЦБ Талаканского НГКМ выполнена закачка 16%-ной соляной кислоты в объеме 24 м3 с предварительным опреснением в объеме 12 м3. До обработки, при забойном давлении 5,3 МПа, скважина показывала параметры: дебит по жидкости - 18,7 м3/сут, дебит по нефти - 18,2 м3/сут. После обработки, при забойном давлении 5,4 МПа, параметры скважины составили: дебит по жидкости - 31,4 м3/сут, дебит по нефти - 31,4 м3/сут. Прирост дебита нефти составил 13,2 м3/сут (таблица 2).
Ранее, в 2014 году, на скважине была проведена СКО, прирост дебита нефти составил 10 м3/сут (таблица 3).
Claims (1)
- Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами, с остаточной высокоминерализованной поровой водой, включающий закачку в пласт кислотного состава, технологическую выдержку после закачки и ввод скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что перед кислотной обработкой в призабойную зону закачивают опреснитель - пресную воду с добавкой поверхностно-активного вещества в концентрации 0,1-2 мас.% из расчета 3-5 поровых объемов продуктивного пласта на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины, вскрытой перфорацией, затем закачивают кислотный состав с добавкой поверхностно-активного вещества в количестве 0,1-2 мас.% в призабойную зону пласта, производят выдержку продуктивного пласта после кислотной обработки в течение 8-16 ч, извлекают из скважины продукты реакции, а затем выполняют глушение солевым раствором с поверхностно-активным веществом, товарной нефтью или жидкостью на углеводородной основе.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020125723A RU2757456C1 (ru) | 2020-07-27 | 2020-07-27 | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020125723A RU2757456C1 (ru) | 2020-07-27 | 2020-07-27 | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2757456C1 true RU2757456C1 (ru) | 2021-10-18 |
Family
ID=78286689
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020125723A RU2757456C1 (ru) | 2020-07-27 | 2020-07-27 | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2757456C1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2204704C1 (ru) * | 2001-09-11 | 2003-05-20 | Старковский Анатолий Васильевич | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2475638C1 (ru) * | 2011-08-12 | 2013-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Способ обработки призабойной зоны терригенного нефтяного пласта |
| RU2494246C1 (ru) * | 2012-09-19 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки околоскважинной зоны |
| RU2520221C1 (ru) * | 2012-12-27 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2708647C1 (ru) * | 2019-03-25 | 2019-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью «НефтеПром Сервис» | Способ обработки призабойной зоны скважины |
-
2020
- 2020-07-27 RU RU2020125723A patent/RU2757456C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2204704C1 (ru) * | 2001-09-11 | 2003-05-20 | Старковский Анатолий Васильевич | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2475638C1 (ru) * | 2011-08-12 | 2013-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Способ обработки призабойной зоны терригенного нефтяного пласта |
| RU2494246C1 (ru) * | 2012-09-19 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки околоскважинной зоны |
| RU2520221C1 (ru) * | 2012-12-27 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2708647C1 (ru) * | 2019-03-25 | 2019-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью «НефтеПром Сервис» | Способ обработки призабойной зоны скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP2970742B1 (en) | Composition and method for remediation of near wellbore damage | |
| US11028317B2 (en) | Additives for eliminating fracturing fluids used for oil extraction | |
| RU2569101C1 (ru) | Способ снижения водопритока к горизонтальным скважинам | |
| RU2368769C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2757456C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой | |
| RU2140531C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2708924C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления | |
| RU2495231C1 (ru) | Способ промывки скважин с поглощающими пластами | |
| US4194563A (en) | High conformance enhanced oil recovery process | |
| RU2341651C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами | |
| RU2744325C1 (ru) | Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами | |
| RU2244812C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| RU2108451C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2307240C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2618543C1 (ru) | Способ снижения обводненности нефтяных добывающих скважин | |
| RU2792491C1 (ru) | Способ разработки карбонатного коллектора верей-башкирских объектов | |
| RU2818629C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны добывающих скважин карбонатного коллектора башкирского яруса с подстилающей водой для интенсификации добычи нефти | |
| US11739620B1 (en) | Methodology to improve the efficiency of gravity drainage CO2 gas injection processes | |
| RU2105144C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины | |
| RU2494237C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи термическим заводнением | |
| RU2429268C1 (ru) | Высокоэффективная технологическая жидкость для нефтяной промышленности втж рмд-5 | |
| RU2060374C1 (ru) | Способ разработки неоднородных залежей нефти заводнением | |
| RU2316646C2 (ru) | Способ интенсификации притока углеводородов из скважин с аномально высокими пластовыми давлениями | |
| RU2347896C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2302520C2 (ru) | Способ воздействия на нефтяную залежь с неоднородными коллекторами |