RU2816619C1 - Способ закачки соляной кислоты в обводненный нефтяной пласт - Google Patents
Способ закачки соляной кислоты в обводненный нефтяной пласт Download PDFInfo
- Publication number
- RU2816619C1 RU2816619C1 RU2023116729A RU2023116729A RU2816619C1 RU 2816619 C1 RU2816619 C1 RU 2816619C1 RU 2023116729 A RU2023116729 A RU 2023116729A RU 2023116729 A RU2023116729 A RU 2023116729A RU 2816619 C1 RU2816619 C1 RU 2816619C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrochloric acid
- pressure
- container
- acid
- formation
- Prior art date
Links
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 75
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 29
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title claims abstract description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 29
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 26
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 15
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 11
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 abstract description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 4
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 5
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hydrogen chloride Substances Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910000041 hydrogen chloride Inorganic materials 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 3
- 241001493096 Apple stem pitting virus Species 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000011197 physicochemical method Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- -1 salt acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к способам интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов путем обработки призабойной зоны пласта кислотными составами и может быть использовано для увеличения притока пластовой нефти в скважины, с помощью которых ведется разработка нефтенасыщенных карбонатных пластов. Способ закачки соляной кислоты в обводненный нефтяной пласт включает доставку концентрированной кислоты в интервал пласта внутри контейнера в антикоррозионном исполнении с верхним и нижним обратными клапанами. Соляную кислоту с концентрацией 46-99% закачивают в контейнер под избыточным давлением на устье скважины из сосуда, заполненного раствором кислоты в заводских условиях. Вытесняют раствор соляной кислоты из контейнера в пласт инертной по отношению к соляной кислоте жидкостью, закачиваемой под давлением в колонну насосно-компрессорных труб. Верхний клапан открывается при создании давления, равного начальному давлению в сосуде с кислотой. Нижний клапан открывается при создании давления, равного сумме давлений открытия верхнего клапана и гидростатического давления, создаваемого столбом соляной кислоты в контейнере. Достигается технический результат – обеспечение поступления высококонцентрированной соляной кислоты к поверхности карбонатных пород, с поверхности которых произошло удаление асфальтосмолопарафиновых веществ. 2 ил.
Description
Изобретение относится к способам интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов путем обработки призабойной зоны пласта кислотными составами и может быть использовано для увеличения притока пластовой нефти в скважины, с помощью которых ведется разработка нефтенасыщенных карбонатных пластов.
Технологии закачки в карбонатные пласты или в коллекторы с карбонатными включениями раствора соляной кислоты в классическом виде описаны во многих учебных пособиях и монографиях, в частности в справочнике авторов: Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. - М: Недра, 1983. - 312 с. На стр. 17 указывается то, что для организации повышенного давления на забое скважины используется пакер, герметизирующий кольцевое пространство между колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и обсадной колонной. Пакер защищает обсадную колонну не только от воздействия высокого давления, но и контакта обсадной колонны с соляной кислотой, имеющей высокую коррозионную активность.
Движение соляной кислоты высокой концентрации по колонне НКТ с целью ее доставки в продуктивный нефтяной пласт вызывает повышенную коррозию стальных труб, что значительно снижает срок их безопасной эксплуатации. Как правило, нефтяники для закачки в пласт используют кислоту 12-15% концентрации, но в некоторых условиях необходим раствор с повышенным содержанием хлористого водорода - в пределах 20-24%.
Описанная выше техническая проблема решена по патенту РФ на изобретение №2793999 «Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта» (опубл. 12.04.2023, бюл. №11). Соляная кислота 22-25% концентрации на устье скважины отбирается передвижным насосным агрегатом типа ЦА-320 из емкости кислотовоза при атмосферном давлении и подается в трубный контейнер с двумя обратными клапанами, находящимися в верхней и нижней части контейнера. Трубный контейнер находится в скважине в подвешенном состоянии от устья до расчетной глубины. Далее идет закрепление пакера и наращивание колонны НКТ для спуска контейнера в зону продуктивного пласта.
Закачка в обводненный нефтяной пласт соляной кислоты с повышенной концентрацией 22-25% часто не приводит к повышению проницаемости и продуктивности карбонатного по составу пласта по двум причинам:
- пласт в зоне влияния скважины длительное время находился в эксплуатации, в ее призабойной зоне шла интенсивная фильтрация нефти и воды, вследствие чего на поверхности пород сформировался адсорбционный слой из тяжелых компонентов нефти: асфальтенов, смол и парафинов (АСПВ), которые будут препятствовать проникновению соляной кислоты к карбонатной породе;
- в порах, кавернах и трещинах породы находится пластовая вода, которая при смешении с соляной кислотой будет снижать концентрацию кислоты в растворе; в свою очередь это приведет к снижению эффективности кислотного воздействия на призабойную зону пласта.
Повышение концентрации хлористого водорода в растворе с водой с 10% до 30% приводит к росту скорости растворения карбонатов (мрамор, кальциты и известняки) в 2-3 раза. Эти экспериментальные данные приведены в работах:
1. стр. 50, таблица 11 книги: Амиян В.А., Уголев B.C. Физико-химические методы повышения производительности скважин. - Изд-во «Недра», 1970. -280 с; 2. стр. 319, рисунок 4.13 книги: Токунов В.И., Саушин А.З. Технологические жидкости для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. - 711 с.
Смешение закачиваемой соляной кислоты с концентрацией 22-46% с пластовой водой ведет к снижению концентрации основного вещества в растворе - хлористого водорода в 2 и более раз. Концентрация соляной кислоты будет снижаться по мере ее радиального продвижения вглубь пласта. По этой причине не удается достичь доставки высококонцентрированной кислоты в отдаленные точки призабойной зоны пласта с целью образования новых фильтрационных каналов в виде червоточин и повышения проницаемости этих зон пласта.
С учетом существующего смешения кислоты и пластовой воды возникает техническая необходимость повышения концентрации хлористого водорода в растворе соляной кислоты до 50-99%. Это невозможно при атмосферных условиях хранения и перевозки соляной кислоты в емкостях кислотовозов. Известно, что при создании парциального давления в 1 атм (105 Па) хлористого водорода над водой в 1 литре воды можно растворить лишь 525 литров этого газа с образованием 46% соляной кислоты в массовом соотношении компонентов.
Технический результат по изобретению заключается в обеспечении поступления высококонцентрированной соляной кислоты к поверхности карбонатных пород, с поверхности которых произошло удаление асфальтосмолопарафиновых веществ.
Технический результат достигается тем, что в способе закачки соляной кислоты в обводненный нефтяной пласт, заключающемся в доставке концентрированной кислоты в интервал пласта внутри контейнера в антикоррозионном исполнении с верхним и нижним обратными клапанами, согласно изобретению соляная кислота с концентрацией 46-99% закачивается в контейнер под избыточным давлением на устье скважины из сосуда, заполненного раствором кислоты в заводских условиях, и вытесняется из контейнера в пласт инертной по отношению к соляной кислоте жидкостью, закачиваемой под давлением в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ). При этом верхний клапан открывается при создании давления, равном начальному давлению в сосуде с кислотой, а нижний клапан открывается при создании давления, равном сумме давлений открытия верхнего клапана и гидростатического давления, создаваемого столбом соляной кислоты в контейнере.
Доставка кислоты с концентрацией выше 46% решает и вторую техническую проблему кислотных обработок высокообводненных карбонатных пород - при смешении кислоты с пластовой воды выделится значительное количество тепловой энергии, а температура раствора повысится до 100°С и выше. Высокотемпературное воздействие на АСПВ приведет к их частичному распаду и переходу парафиновых соединений в жидкое состояние, этим откроется доступ соляной кислоты к поверхности карбонатной породы.
На фиг 1. изображен процесс заполнения под давлением контейнера на устье скважины соляной кислотой с концентрацией выше 46%. На фиг. 2 приведена схема подачи кислоты из контейнера в продуктивный карбонатный пласт.
На фиг. 1 и 2 обозначены условными позициями: 1 - обсадная колонна скважины, 2 - контейнер для кислоты повышенной концентрации, 3 - верхний клапан контейнера, 4 - нижний клапан контейнера, 5 - передвижной насосный агрегат, 6 - сосуд с кислотой под избыточным давлением, 7 - расходомер жидкости в кислотостойком исполнении, 8 - колонна НКТ, 9 - раскрытый пакер, 10 - соляная кислота, 11 - инертная жидкость, 12 - продуктивный карбонатный пласт.
Клапаны 3 и 4 в составе контейнера 2 являются стандартными обратными клапанами и способны пропускать жидкость только сверху вниз по вертикали скважины при создании избыточного давления, превышающем давление соляной кислоты в сосуде 6.
Способ осуществляют выполнением следующей последовательности операций:
1. Контейнер 2 заданного объема формируется трубами необходимого диаметра и общей длины с двумя обратными клапанами, которые открываются в направлении сверху вниз при создании давления, превышающем давление перекачиваемой соляной кислоты из сосуда 6. Например, для доставки в пласт кислоты с концентрацией 46-99% в объеме 1 м3 необходим контейнер из труб с внутренним диаметром 100 мм, толщиной стенок 10 мм общей длиной 128 м.
Нижний клапан 4 будет закрытым до тех пор, пока в полости контейнера 2 будет находиться газовоздушная смесь над раствором соляной кислоты. Момент заполнения контейнера соляной кислотой будет определен по показанию расходомера 7.
2. Между колонной 8 НКТ и контейнером 2 устанавливают пакер 9, который спускают вместе с контейнером и раскрывают на расчетной глубине так, чтобы нижний клапан 4 контейнера был расположен над кровлей пласта 12.
3. В колонну НКТ над контейнером 2 закачивают расчетный объем инертной жидкости, например, нефтью или органическим растворителем, который, исходя из геометрии скважины и пласта, позволит полностью вытеснить соляную кислоту в карбонатный пласт.
4. После времени реакции кислоты с карбонатной породой пласта пакер 9 снимают, контейнер 2 поднимают на поверхность, в скважину спускают скошенный конец колонны НКТ и промывают скважину от продуктов реакции кислоты с породой.
5. Скважину осваивают, спускают насос и пускают в эксплуатацию с большим дебитом по жидкости и нефти.
Приток в скважину большего количества нефти обеспечивается благодаря двум положительным эффектам:
- более высокая концентрация соляной кислоты после разбавления с пластовой водой будет превышать традиционные 12-25%, будет в пределах 30-45%. Это обеспечит более высокую скорость растворения карбонатных соединений, образование новых червоточин, повышение проницаемости и продуктивности пласта;
- при разбавлении кислоты повышенной концентрации с пластовой водой выделится значительное количество тепловой энергии, которое частично удалит с поверхности пород асфальтосмолопарафиновые соединения и откроет доступ кислотного состава к карбонатной породе.
Claims (1)
- Способ закачки соляной кислоты в обводненный нефтяной пласт, заключающийся в доставке концентрированной кислоты в интервал пласта внутри контейнера в антикоррозионном исполнении с верхним и нижним обратными клапанами, отличающийся тем, что соляную кислоту с концентрацией 46-99% закачивают в контейнер под избыточным давлением на устье скважины из сосуда, заполненного раствором кислоты в заводских условиях, и вытесняют из контейнера в пласт инертной по отношению к соляной кислоте жидкостью, закачиваемой под давлением в колонну насосно-компрессорных труб, причем верхний клапан открывается при создании давления, равного начальному давлению в сосуде с кислотой, а нижний клапан открывается при создании давления, равного сумме давлений открытия верхнего клапана и гидростатического давления, создаваемого столбом соляной кислоты в контейнере.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2816619C1 true RU2816619C1 (ru) | 2024-04-02 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2085706C1 (ru) * | 1994-07-12 | 1997-07-27 | Александр Константинович Шевченко | Способ очистки скважины от парафиносмолистых отложений и устройство для его осущестления |
| RU2221141C1 (ru) * | 2002-05-21 | 2004-01-10 | Дыбленко Валерий Петрович | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2563901C1 (ru) * | 2014-07-31 | 2015-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва пласта |
| US9476287B2 (en) * | 2013-11-05 | 2016-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Aqueous solution and method for use thereof |
| RU2601960C1 (ru) * | 2015-10-07 | 2016-11-10 | Сергей Андреевич Казанцев | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2645058C1 (ru) * | 2017-02-10 | 2018-02-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием |
| RU218251U1 (ru) * | 2021-12-07 | 2023-05-17 | Акционерное общество "Оренбургнефть" | КОМПОНОВКА ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ СОЛЯНО-КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК, ОСВОЕНИЯ, ЗАПИСИ КВД ИЗУЧАЕМЫХ ПЛАСТОВ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В ХВОСТОВИКАХ 102 мм И 114 мм |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2085706C1 (ru) * | 1994-07-12 | 1997-07-27 | Александр Константинович Шевченко | Способ очистки скважины от парафиносмолистых отложений и устройство для его осущестления |
| RU2221141C1 (ru) * | 2002-05-21 | 2004-01-10 | Дыбленко Валерий Петрович | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| US9476287B2 (en) * | 2013-11-05 | 2016-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Aqueous solution and method for use thereof |
| RU2563901C1 (ru) * | 2014-07-31 | 2015-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва пласта |
| RU2601960C1 (ru) * | 2015-10-07 | 2016-11-10 | Сергей Андреевич Казанцев | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2645058C1 (ru) * | 2017-02-10 | 2018-02-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием |
| RU218251U1 (ru) * | 2021-12-07 | 2023-05-17 | Акционерное общество "Оренбургнефть" | КОМПОНОВКА ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ СОЛЯНО-КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК, ОСВОЕНИЯ, ЗАПИСИ КВД ИЗУЧАЕМЫХ ПЛАСТОВ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В ХВОСТОВИКАХ 102 мм И 114 мм |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Clark | A hydraulic process for increasing the productivity of wells | |
| US4410041A (en) | Process for gas-lifting liquid from a well by injecting liquid into the well | |
| US6913081B2 (en) | Combined scale inhibitor and water control treatments | |
| US20230257645A1 (en) | Emulsions containing water-soluble acid retarding agents and methods of making and using | |
| US10961436B2 (en) | Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions | |
| RU2455478C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| US3749174A (en) | Method for selective plugging of wells | |
| US20220364441A1 (en) | Systems, Methods and Devices for Geologic Storage of CO2 from Modular Point Sources | |
| Almukhametova et al. | Technological feature of hypan-acid treatment | |
| US3480081A (en) | Pressure pulsing oil production process | |
| RU2816619C1 (ru) | Способ закачки соляной кислоты в обводненный нефтяной пласт | |
| US11441396B1 (en) | Sand consolidation for subterranean sand formations | |
| RU2753318C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
| Kristensen et al. | Laboratory evaluation and field tests of a silicate gel system intended for use under North Sea conditions | |
| RU2364702C1 (ru) | Способ экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газоводонефтепроявляющих скважин | |
| US11945996B2 (en) | In-situ foam generation for water shutoff | |
| RU2738147C1 (ru) | Способ ингибирования скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений | |
| RU2392418C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине | |
| RU2261981C1 (ru) | Способ ликвидации заколонных перетоков газа в нефтедобывающей скважине | |
| RU2776539C1 (ru) | Способ термохимической обработки нефтяного пласта с трудноизвлекаемыми запасами | |
| RU2728168C9 (ru) | Способ предотвращения прорывов пластовых вод к забоям газовых, газоконденсатных или газогидратных скважин | |
| RU2797175C1 (ru) | Способ строительства скважины в осложненных условиях | |
| Smith et al. | Bulk Gel Treatments for Water Control | |
| Mancillas et al. | Stimulation of the Ekofisk | |
| Weaver et al. | A Theoretical Design Procedure and Field Results for a Water-Oil Ratio Control Agent |