RU2818629C1 - Способ кислотной обработки призабойной зоны добывающих скважин карбонатного коллектора башкирского яруса с подстилающей водой для интенсификации добычи нефти - Google Patents
Способ кислотной обработки призабойной зоны добывающих скважин карбонатного коллектора башкирского яруса с подстилающей водой для интенсификации добычи нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2818629C1 RU2818629C1 RU2023125567A RU2023125567A RU2818629C1 RU 2818629 C1 RU2818629 C1 RU 2818629C1 RU 2023125567 A RU2023125567 A RU 2023125567A RU 2023125567 A RU2023125567 A RU 2023125567A RU 2818629 C1 RU2818629 C1 RU 2818629C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- water
- acid composition
- underlying
- oil
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 55
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 31
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 25
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 52
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 44
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 40
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 37
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 29
- 229910000041 hydrogen chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hydrogen chloride Substances Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 8
- 230000032683 aging Effects 0.000 claims description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 9
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 7
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 6
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 description 6
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 206010016717 Fistula Diseases 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 230000003890 fistula Effects 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N Chloroform Chemical compound ClC(Cl)Cl HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical class F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 101710163698 Norsolorinic acid synthase Proteins 0.000 description 2
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- JKVBWACRUUUEAR-UHFFFAOYSA-N (4-chlorophenyl)sulfanyl-(2,4,5-trichlorophenyl)diazene Chemical compound C1=CC(Cl)=CC=C1SN=NC1=CC(Cl)=C(Cl)C=C1Cl JKVBWACRUUUEAR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000001476 alcoholic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 229910000040 hydrogen fluoride Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 1
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - интенсификация притока нефти, увеличение приемистости скважин за счет увеличения глубины проникновения кислотного состава в пласт и создания разветвленной сети флюидопроводящих каналов. В способе кислотной обработки призабойной зоны добывающих скважин карбонатного коллектора башкирского яруса с подстилающей водой для интенсификации добычи нефти сначала определяют мощность пласта и расстояние до нижележащего обводненного пласта. Выбирают участок пласта с мощностью перфорированного пласта менее 4 м, с расстоянием до нижележащего обводненного пласта 5-7 м и с расстоянием между добывающими скважинами 250-300 м, в который затем осуществляют закачку кислотного состава при открытом затрубном пространстве в насосно-компрессорных трубах НКТ в объеме 2-6 м3 на погонный метр перфорированной мощности пласта. Продавку кислотного состава осуществляют технической водой в объеме НКТ, далее закрывают задвижки в НКТ и выкиде затрубного пространства и осуществляют технологическую выдержку в режиме ванны в течение 15 ч. Используют кислотный состав при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота с массовой долей хлористого водорода 20-23% 15,0; неонол АФ9-6 или АФ9-12 2,8; пропиловый спирт 16,0; вода - остальное. 1 табл., 7 пр.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам кислотной обработки призабойной зоны добывающих скважин карбонатного коллектора башкирского яруса, подстилаемого подошвенной водой, и может быть использовано для интенсификации притока нефти, увеличения приемистости скважин.
Известно, что разработка таких коллекторов значительно осложнена прорывами пластовой воды в добывающие скважины, что повышает обводненность нефти и загрязненность нефтью пластовой воды.
Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта [Щуров В.И. Технология и техника добычи. Москва, Недра, 1983, с.138-151.] путем закачки в призабойную зону соляной или плавиковой кислот для растворения содержащихся в породе карбонатов или силикатов и увеличения проницаемости упомянутой зоны.
Недостатками данного способа являются:
- невозможность селективной обработки пород призабойной зоны. В результате такой обработки происходит дальнейшее расширение лишь высокопроницаемых зон пласта за счет интенсивного растворения карбонатов и силикатов, в то время как низкопроницаемые зоны пласта с высоким гидравлическим сопротивлением остаются мало охваченными или совсем неохваченными обработкой;
- отсутствие возможности обработки карбонатного коллектора, подстилаемого подошвенной водой, т.к. закачка производится под высоким давлением для быстрого проникновения в коллектор, что может привести к появлению новых трещин, свищей, быстрому прорыву воды и неравномерному истечению жидкости, как следствие обводненности нефти и загрязненности нефтью пластовой воды.
Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта (патент US №3612179, МПК C09K8/74, 8/94, E21B 43/27, опубл. 10.12.1971), включающий изоляцию высокопроницаемых зон пласта пенным раствором и последующую обработку низкопроницаемых зон пласта кислотным раствором. В известном способе пену в высокопроницаемых зонах пласта образуют в результате закачки в них пенообразующего раствора и газа.
Недостатками данного способа являются:
- обработка низкопроницаемых зон пласта с высоким гидравлическим сопротивлением после изоляции высокопроницаемых зон требует создания в скважине высокого давления при закачке кислоты в низкопроницаемую зону, по меньшей мере, на первом этапе. Это давление действует разрушительно на только что изолированную высокопроницаемую зону;
- отсутствие возможности обработки карбонатного коллектора, подстилаемого подошвенной водой, т.к . закачка производится под высоким давлением для быстрого проникновения в коллектор, что может привести к появлению новых трещин, свищей, быстрому прорыву воды и неравномерному истечению жидкости, как следствие обводненности нефти и загрязненности нефтью пластовой воды;
- сложность в осуществлении способа так, как требует проведения дополнительной операции, связанной с получением газа и его прокачкой под давлением в скважину для получения устойчивой пены в порах пласта.
Известен способ интенсификации добычи нефти залежи башкирского яруса (авт. свид. SU №1513131, МПК E21B 43/27, опубл. 07.10.1989), включающий закачку в пласт кислотного состава, содержащего соляную кислоту, неиногенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), воду. Дополнительно кислотный состав содержит ацетон при следующем содержании компонентов в масс.%: соляную кислоту 10-20, неиногенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) 0,3-1,0, ацетон 20-40 и остальное - воду.
Недостатками данного способа являются:
- низкая эффективность, связанная с высокой скоростью растворения карбонатной породы башкирского яруса, что не позволяет создать разветвленную сеть флюидопроводящих каналов в глубине пласта, как следствие не обеспечивает требуемую глубину обработки призабойной зоны скважины;
- отсутствие возможности обработки карбонатного коллектора, подстилаемого подошвенной водой, т.к. закачка производится под высоким давлением для быстрого проникновения в коллектор, что может привести к появлению новых трещин, свищей, быстрому прорыву воды и неравномерному истечению жидкости, как следствие обводненности нефти и загрязненности нефтью пластовой воды.
Наиболее близким является способ интенсификации добычи нефти залежи башкирского яруса (патент RU № 2545582, МПК C09K 8/74, E21B 43/27, опубл. 10.04.2015 Бюл. № 10), включающий закачку в пласт кислотного состава, содержащего соляную кислоту, неиногенное поверхностно-активное вещество - НПАВ, пропиловый спирт - раствортель и воду. Дополнительно кислотный состав содержит фосфорсодержащее соединение - Афон 300М. Вместо НПАВ состав может содержать анионоактивное АПАВ, или катионоактивное КПАВ, или их смесь. Вместо пропилового спирта состав может содержать или изопропиловый спирт, или метиловый спирт, или спирт этиловый технический. При следующем соотношении компонентов, мас.%:
| соляная кислота | 10,0-20,0, |
| АПАВ или НПАВ, или КПАВ, или их смесь | 0,4-3,0, |
| АФОН 300М | 0,01-15,0, |
| изопропиловый спирт или пропиловый | |
| спирт, или метиловый спирт, или спирт | |
| этиловый технический | 5,0-25,0, |
| вода | остальное. |
Недостатками данного способа являются:
- низкая эффективность, связанная с применением в составе фосфоросодержащего компонента АФОН 300М, склонного к выпаданию в осадок, что уменьшает геометрические размеры поровых каналов и тем самым затрудняют фильтрацию пластового флюида к забою скважины;
- также наличие в составе АФОН 300М способствует замедлению скорости растворения карбонатной породы, при этом относительно длительная реакция (именно для карбонатной породы) приводит к подтягиванию подошвенной воды, как следствие прорыву воды и быстрому обводнению продукции скважины, а также к образованию больших трещин и каналов, что не позволяет создать разветвленную сеть флюидопроводящих каналов в глубине пласта. Также это влияет на простой скважины и потери по нефти;
- отсутствие возможности обработки карбонатного коллектора, подстилаемого подошвенной водой, т.к. закачка производится под высоким давлением для быстрого проникновения в коллектор, что может привести к появлению новых трещин, свищей, быстрому прорыву воды и неравномерному истечению жидкости, как следствие обводненности нефти и загрязненности нефтью пластовой воды.
Техническим результатом является повышение эффективности процесса обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором башкирского яруса, подстилаемого подошвенной водой, за счет увеличения глубины проникновения кислотного состава в пласт и создания разветвленной сети флюидопроводящих каналов, а так же увеличения коэффициента вытеснения нефти при уменьшении обводненности нефти и загрязнения нефтью пластовой воды. Дополнительным техническим результатом изобретения является расширение ассортимента способов кислотной обработки призабойной зоны добывающих скважин карбонатного коллектора башкирского яруса с подстилающей водой.
Технический результат достигается способом кислотной обработки призабойной зоны добывающих скважин карбонатного коллектора башкирского яруса с подстилающей водой для интенсификации добычи нефти, включающий закачку в пласт кислотного состава, содержащего соляную кислоту, неиногенное поверхностно-активное вещество неонол АФ9-6 или АФ9-12, пропиловый спирт и воду, продавку кислотного состава, технологическую выдержку.
Новым является то, что сначала определяют мощность пласта и расстояние до нижележащего обводненного пласта, выбирают участок пласта с мощностью перфорированного пласта менее 4 м, расстоянием до нижележащего обводненного пласта 5-7 м и с расстоянием между добывающими скважинами 250-300 м, в который затем осуществляют закачку кислотного состава при открытом затрубном пространстве в насосно-компрессорных трубах - НКТ в объеме 2-6 м3 на погонный метр перфорированной мощности пласта, продавку кислотного состава осуществляют технической водой в объеме НКТ, далее закрывают задвижки в НКТ и выкиде затрубного пространства и осуществляют технологическую выдержку в режиме ванны в течение 15 ч, используют кислотный состав при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота с массовой долей хлористого водорода 20-23 % - 15,0, неонол АФ9-6 или АФ9-12 - 2,8, пропиловый спирт - 16,0, вода - остальное.
Способ реализуется при использовании следующих компонентов:
- соляная кислота ТУ 2122-131-05807960-97 с изм. 1-8. Соляная кислота представляет собой жидкость от светло-желтого до коричневого цвета с массовой долей хлористого водорода в пределах 20-23%. Массовая доля фтористого водорода не более 0,5%, массовая доля железа не более 0,03%;
- в качестве НПАВ используют неонол АФ9-6 или неонол АФ9-12. Выпускается по ТУ 2483-077-05766801-98. Использование любого из приведенных приводит к одному и тому техническому результату;
- пропиловый спирт - бесцветная жидкость со спиртовым запахом, смешивается с водой и органическими растворителями. Пропиловый спирт обладает всеми химическими свойствами одноатомных спиртов. Пропиловый спирт - хороший растворитель для масла, смолы, резины, целлюлозы. Сам спирт растворяется в эфире, других спиртах, воде, хлороформе. Он не взаимодействует с растворами солей. Выпускается по ТУ 2632-106-4449379-07;
- техническая вода.
Сущность изобретения заключается в следующем.
Сначала определяют мощность пласта и расстояние до нижележащего обводненного пласта.
Выбирают участок пласта с мощностью перфорированного пласта менее 4 м, расстоянием до нижележащего обводненного пласта 5-7 м и с расстоянием между добывающими скважинами 250-300 м, в который затем осуществляют закачку кислотного состава при открытом затрубном пространстве в НКТ в объеме 2-6 м3 на погонный метр перфорированной мощности пласта.
Продавку кислотного состава осуществляют технической водой в объеме НКТ.
Кислотный состав при проникновении в карбонатный коллектор башкирского яруса воздействует на нефть. Капельки нефти изменяются по своей форме. Благодаря одноатомному спирту кислотный состав снижает межфазное натяжение на границе с углеводородами, больше не требуется состояния с наименьшей поверхностью раздела фаз и шарообразная форма капелек нефти больше не является предпочтительной. Образуется гомогенная система при контакте и смешивании пластовых и закачиваемых компонентов без образования эмульсий, блокирующих каналы фильтрации. При этом одновременно происходит достаточное растворение в кислотном составе карбоната башкирского яруса (известняка, кальцита, доломита, мела, присутствующего в фильтрационной корке, растворение карбонатной породы, примыкающей к биопленке с такой скоростью реакции, что в непосредственной близости от ствола добывающей скважины не производится и не расходуется весь кислотный состав.
Далее закрывают задвижки в НКТ и выкиде затрубного пространства и осуществляют технологическую выдержку в режиме ванны в течение 15 ч. При режиме ванны в условиях малой толщины карбонатного коллектора башкирского яруса и наличия подстилаемой подошвенной воды образуется область меньшей депрессией. В эту область из нефтенасыщенного коллектора устремляется нефть. В результате уровень водонефтяного контакта понижается, что препятствует проникновению пластовой воды в добывающие скважины, а так же увеличивает коэффициент вытеснения нефти при уменьшении обводненности нефти и загрязнения нефтью пластовой воды.
При этом одновременно происходит вытеснение кислотного состава и продуктов его взаимодействия с карбонатной средой башкирского яруса и оттеснение их от ствола добывающей скважины, тем самым улучшаются фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта за счет расширения существующих и создания новых флюидопроводящих каналов, как следствие улучшается проницаемость углеводородсодержащего коллектора. За счет этого увеличивается полнота охвата воздействием карбонатной среды башкирского яруса.
Используют кислотный состав при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота с массовой долей хлористого водорода 20-23 % - 15,0, неонол АФ9-6 или АФ9-12 - 2,8, пропиловый спирт - 16,0, вода - остальное.
Примеры осуществления способа.
Предварительно определили мощность пласта, расстояние до нижележащего обводненного пласта.
Выбирали участок пласта с мощностью перфорированного пласта 3,5 м, расстоянием до нижележащего обводненного пласта 5 м, с расстоянием между добывающими скважинами 250 м, начальный дебит по нефти добывающей скважины - 1,8 т/сут и обводненность добываемой продукции - 54%.
Закачали кислотный состав, содержащий мас.%: соляную кислоту с массовой долей хлористого водорода 20 % - 15,0, неонол АФ9-6 - 2,8, пропиловый спирт - 16,0, воду - остальное.
При открытом затрубном пространстве в НКТ провели закачку расчетного количества кислотного состава в объеме 2 м3.
Продавили кислотный состав технической водой в объеме НКТ.
Далее закрыли задвижки в НКТ и выкиде затрубного пространства и осуществили технологическую выдержку в режиме ванны в течение 15 ч.
Произвели исследования по определению дебита нефти и обводненности. Результаты исследований показали, что первоначальный дебит добывающей скважины 1,8 т/сут, дебит нефти добывающей скважины составил 3,4 т/сут, прирост дебита нефти добывающей скважины - 1,6 т/сут, первоначальная обводненность добывающей скважины 48%, обводненность добывающей скважины после проведения способа составила 53% (пример 1, табл.).
Остальные примеры осуществления способа выполняют аналогично, их условия проведения и результаты приведены в табл. (примеры 2-7).
При массовом содержании соляной кислоты в кислотном составе менее 15% снижается растворимость карбонатной породы.
При массовом содержании соляной кислоты в кислотном составе более 15% скорость растворения карбонатной породы возрастает, что может привести к прорыву подошвенной воды.
Таблица - Условия и результаты осуществления способа кислотной обработки призабойной зоны добывающих скважин карбонатного коллектора башкирского яруса с подстилающей водой для интенсификации добычи нефти
| № примера | Мощность перфорированного пласта, м | Расстояние до нижележащего обводненного пласта, м | Расстояние между добывающими скважинами, м | Объем закачиваемого кислотного состава, м3 | Первоначальный дебит добывающей скважины, т/сут | Дебит добывающей скважины после обработки, т/сут | Прирост по нефти, т/сут | Первоначальная обводненность добывающей скважины | Обводненность добывающей скважины после проведения способа |
| 1 | 3,5 | 5 | 250 | 2 | 1,8 | 3,4 | 1,6 | 48 | 53 |
| 2 | 4 | 6 | 300 | 6 | 1,5 | 3,8 | 2,3 | 54 | 55 |
| 3 | 3 | 7 | 300 | 4 | 2,2 | 3,7 | 1,5 | 36 | 48 |
| 4 | 3,8 | 5 | 250 | 3 | 1,2 | 3,3 | 2,1 | 41 | 46 |
| 5 | 2,5 | 5 | 300 | 2 | 1,4 | 3,4 | 2,0 | 55 | 61 |
| 6 | 3,3 | 7 | 250 | 4 | 1,9 | 3,7 | 1,8 | 39 | 43 |
| 7 | 3,9 | 7 | 300 | 5 | 1,6 | 3,5 | 1,9 | 51 | 59 |
При массовом соотношении НПАВ в кислотном составе менее 2,8 снижаются ингибирующие свойства поверхностно-активного вещества, защищающие породу от интенсивного воздействия соляной кислоты.
При массовом соотношении НПАВ в кислотном составе более 2,8 увеличивается длительность ожидания реакции с кислотой.
При массовом соотношении пропилового спирта в кислотном составе менее 16 увеличивается реакционная скорость кислоты и снижается степень очистки пласта после обработки.
При массовом соотношении пропилового спирта в кислотном составе более 16 повышается коррозионная активность состава.
Таким образом, предлагаемый способ повышает эффективность процесса обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором башкирского яруса, подстилаемого подошвенной водой, за счет увеличения глубины проникновения кислотного состава в пласт и создания разветвленной сети флюидопроводящих каналов, а так же увеличения коэффициента вытеснения нефти при уменьшении обводненности нефти и загрязнения нефтью пластовой воды. А также расширяет ассортимент способов кислотной обработки призабойной зоны добывающих скважин карбонатного коллектора башкирского яруса с подстилающей водой.
Claims (1)
- Способ кислотной обработки призабойной зоны добывающих скважин карбонатного коллектора башкирского яруса с подстилающей водой для интенсификации добычи нефти, включающий закачку в пласт кислотного состава, содержащего соляную кислоту, неиногенное поверхностно-активное вещество неонол АФ9-6 или АФ9-12, пропиловый спирт и воду, продавку кислотного состава, технологическую выдержку, отличающийся тем, что сначала определяют мощность пласта и расстояние до нижележащего обводненного пласта, выбирают участок пласта с мощностью перфорированного пласта менее 4 м, с расстоянием до нижележащего обводненного пласта 5-7 м и с расстоянием между добывающими скважинами 250-300 м, в который затем осуществляют закачку кислотного состава при открытом затрубном пространстве в насосно-компрессорных трубах НКТ в объеме 2-6 м3 на погонный метр перфорированной мощности пласта, продавку кислотного состава осуществляют технической водой в объеме НКТ, далее закрывают задвижки в НКТ и выкиде затрубного пространства и осуществляют технологическую выдержку в режиме ванны в течение 15 ч, используют кислотный состав при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота с массовой долей хлористого водорода 20-23% 15,0; неонол АФ9-6 или АФ9-12 2,8; пропиловый спирт 16,0; вода - остальное.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2818629C1 true RU2818629C1 (ru) | 2024-05-03 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1740644A1 (ru) * | 1989-11-22 | 1992-06-15 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Состав дл очистки призабойной зоны скважины |
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2124123C1 (ru) * | 1997-07-22 | 1998-12-27 | Открытое акционерное общество "НИИнефтепромхим" | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| RU2545582C1 (ru) * | 2014-02-19 | 2015-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Девон" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2790071C1 (ru) * | 2022-08-01 | 2023-02-14 | Акционерное общество "МАКойл" | Способ технологической обработки скважин |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1740644A1 (ru) * | 1989-11-22 | 1992-06-15 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Состав дл очистки призабойной зоны скважины |
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2124123C1 (ru) * | 1997-07-22 | 1998-12-27 | Открытое акционерное общество "НИИнефтепромхим" | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| RU2545582C1 (ru) * | 2014-02-19 | 2015-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Девон" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2790071C1 (ru) * | 2022-08-01 | 2023-02-14 | Акционерное общество "МАКойл" | Способ технологической обработки скважин |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЛОГИНОВ Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Москва, "Недра", 1966, с. 13, 14, 112-120. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6439308B1 (en) | Foam drive method | |
| EP2451890B1 (en) | Method for enhanced hydrocarbon recovery from a formation containing a crude oil with specific solubility groups and chemical families | |
| EA006813B1 (ru) | Композиции и способы обработки подземных пород | |
| EP2534220A2 (en) | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery | |
| RU2294353C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| US4981176A (en) | Method for using foams to improve alkaline flooding oil recovery | |
| RU2818629C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны добывающих скважин карбонатного коллектора башкирского яруса с подстилающей водой для интенсификации добычи нефти | |
| CN101691838A (zh) | 特低渗透油田注水井多组分化学微乳液降压增注的方法 | |
| US3876002A (en) | Waterflooding process | |
| RU2597305C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах | |
| US20160304767A1 (en) | Internal olefin sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery | |
| RU2418157C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами | |
| RU2307240C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2429268C1 (ru) | Высокоэффективная технологическая жидкость для нефтяной промышленности втж рмд-5 | |
| RU2060374C1 (ru) | Способ разработки неоднородных залежей нефти заводнением | |
| RU2108451C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2685378C1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта | |
| RU2792491C1 (ru) | Способ разработки карбонатного коллектора верей-башкирских объектов | |
| RU2250361C2 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяной залежи | |
| RU2105144C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины | |
| RU2744325C1 (ru) | Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами | |
| RU2347898C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов | |
| RU2341651C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами | |
| RU2603321C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| RU2209952C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |