RU2270914C1 - Method for watered carbonate fractured porous waterproofed reservoir treatment - Google Patents
Method for watered carbonate fractured porous waterproofed reservoir treatment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2270914C1 RU2270914C1 RU2004124404/03A RU2004124404A RU2270914C1 RU 2270914 C1 RU2270914 C1 RU 2270914C1 RU 2004124404/03 A RU2004124404/03 A RU 2004124404/03A RU 2004124404 A RU2004124404 A RU 2004124404A RU 2270914 C1 RU2270914 C1 RU 2270914C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrochloric acid
- water
- mixture
- fresh water
- treatment
- Prior art date
Links
Landscapes
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии изоляции вод, интенсификации притока нефти и повышения нефтеотдачи пластов.The invention relates to the oil industry, in particular to a technology for isolating water, intensifying the flow of oil and increasing oil recovery.
При эксплуатации карбонатных залежей для увеличения притока нефти в скважины используются различного вида обработки: простые солянокислотные, термокислотные, пенокислотные, нефтекислотные и другие. Опыт их проведения показал, что с увеличением обводнения добываемой продукции более 20-50% эффективность обработок скважин резко снижается и их проведение становится нерентабельным.During the exploitation of carbonate deposits, various types of treatment are used to increase oil inflow into the wells: simple hydrochloric acid, thermoacid, foam acid, oil acid and others. Their experience has shown that with an increase in water cut of produced products by more than 20-50%, the efficiency of well treatments decreases sharply and their implementation becomes unprofitable.
Обводнение скважин обычно связано с созданием системы заводнения продуктивных коллекторов. Карбонатные коллекторы крайне неоднородны по пористости и проницаемости. В таких условиях большинство скважин быстро обводняется. Этот процесс еще больше усугубляется из-за трещиноватости пласта. При этом вода прорывается к скважинам по трещинам, а нефть из пористых элементов пласта (матриц) не вытесняется. Для добычи нефти в подобных условиях следует решить задачу создания таких способов обработки скважин, которые одновременно позволяют перекрыть водопроводящие каналы, повысить проницаемость матриц, а в итоге уменьшить приток воды и увеличить добычу нефти.Watering wells is usually associated with the creation of a water flooding system for productive reservoirs. Carbonate reservoirs are extremely heterogeneous in porosity and permeability. Under such conditions, most wells are quickly flooded. This process is further exacerbated due to fracturing of the formation. At the same time, water breaks through to the wells through cracks, and oil is not forced out of the porous elements of the formation (matrices). For oil production in such conditions, it is necessary to solve the problem of creating such methods of processing wells that simultaneously allow shutting off water channels, increasing the permeability of matrices, and ultimately reducing water flow and increasing oil production.
Известен способ кислотной обработки скважин с предварительной закачкой раствора гидролизованного полиакрилонитрила с концентрацией от 5 до 20 вес.% (Авт. свид.№840309, 27.09.1979).A known method of acid treatment of wells with preliminary injection of a solution of hydrolyzed polyacrylonitrile with a concentration of from 5 to 20 wt.% (Auth. Certificate No. 840309, 09/27/1979).
Недостатком известного способа является обратный вынос образующегося осадка вследствие постепенного растворения в опресненной воде эластичной массы полимера, способного неограниченно растворяться в воде.The disadvantage of this method is the reverse removal of the precipitate due to the gradual dissolution in desalinated water of an elastic mass of polymer capable of unlimited dissolution in water.
Наиболее близким способом того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является способ кислотной обработки трещиновато-пористых гидрофобизированных коллекторов с высокой обводненностью, включающий насыщение высокообводненных каналов алюмосодержащей жидкостью-коагулянтом - отходом производства изопропилбензола, с последующей прокачкой буферного слоя пресной воды, закачку гидролизованного в щелочи отхода волокна или тканей полиакрилонитрила, а затем закачку пресной воды и соляной кислоты, причем в качестве коагулянта отмечено также использование 20%-ного раствора хлористого кальция (Патент РФ №2171371, 27.07.2001).The closest method of the same purpose to the claimed invention in terms of features is a method of acid treatment of fractured-porous hydrophobized reservoirs with high water content, including saturation of high-water channels with an aluminum-containing coagulant liquid - waste from the production of isopropylbenzene, followed by pumping a buffer layer of fresh water, pumping hydrolyzed waste fiber or tissue polyacrylonitrile, and then the injection of fresh water and hydrochloric acid, moreover, as vecoagulant also noted the use of a 20% solution of calcium chloride (RF Patent No. 2171371, 07.27.2001).
Недостатком указанного способа является невозможность эффективного извлечения нефти из гидрофобизированных матриц (пористых элементов пласта), поскольку гидрофобная нефтяная пленка (подложка), покрывающая поверхность пор, препятствует контакту соляной кислоты с карбонатной породой, а также низкая надежность перекрытия высокопористых каналов и трещиноватых водопроводящих каналов, обусловленная непостоянством содержания хлорида алюминия (играющего роль коагулянта) в отходах алюмосодержащей жидкости, что снижает предсказуемость результатов снижения водопритока и эффективность обработки и, как следствие, приток нефти в скважину.The disadvantage of this method is the impossibility of efficiently extracting oil from hydrophobized matrices (porous elements of the formation), since the hydrophobic oil film (substrate) covering the pore surface prevents the contact of hydrochloric acid with carbonate rock, as well as the low reliability of overlapping highly porous channels and fractured water channels, due to the volatility of the content of aluminum chloride (playing the role of a coagulant) in the waste of an aluminum-containing liquid, which reduces the predictability of ultatov reduce water production and processing efficiency and, consequently, the inflow of oil into a well.
Задачей изобретения является повышение эффективности обработки гидрофобизованных трещиновато-пористых карбонатных коллекторов с высокой обводненностью.The objective of the invention is to increase the processing efficiency of hydrophobized fractured porous carbonate reservoirs with high water content.
Указанная задача решается тем, что в способе обработки обводненных карбонатных трещиновато-пористых гидрофобизированных коллекторов, включающем предварительное насыщение высокообводненных каналов коагулянтом - 20%-ным раствором хлористого кальция, с последующей прокачкой буферного слоя пресной воды и затем гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила (гивпана), закачку затем пресной воды и солянокислотное воздействие, согласно изобретению солянокислотное воздействие осуществляют путем закачки в призабойную зону нагретой до 85°С смеси соляной кислоты с хлористым магнием при его концентрации в смеси 4,9-11,2%. Гидролизованные в щелочи неутилизируемые отходы волокон или тканей полиакрилонитрила (гидролизованный волокнистый полиакрилонитрил) является доступным и выпускается Уфимским ПО "Химпром" по ТУ 49560-04-02-90 под товарным названием "гивпан", физикохимические показатели которого приведены в табл.1, либо "гипан" - гидролизованный полиакрилонитрил, имеющий ту же химическую формулу, что и "гивпан".This problem is solved by the fact that in the method for treating flooded carbonate fractured-porous hydrophobized reservoirs, which includes pre-saturating highly flooded channels with a coagulant — a 20% solution of calcium chloride, followed by pumping a buffer layer of fresh water and then polyacrylonitrile fiber or tissue hydrolyzed in alkali ( givpana), then the injection of fresh water and hydrochloric acid exposure, according to the invention, the hydrochloric acid effect is carried out by pumping into the bottomhole zone of a mixture of hydrochloric acid with magnesium chloride heated to 85 ° C at a concentration of 4.9-11.2% in the mixture. Alkaline hydrolyzed non-recyclable wastes of polyacrylonitrile fibers or fabrics (hydrolyzed fibrous polyacrylonitrile) is available and is manufactured by the Ufa Chemical and Industrial Complex Khimprom according to TU 49560-04-02-90 under the trade name Givpan, the physicochemical parameters of which are given in Table 1, or gipan "- hydrolyzed polyacrylonitrile having the same chemical formula as givpan.
Физико-химические показатели полимера гивпанTable 1
Physico-chemical characteristics of the givpan polymer
Для определения гелеобразующей способности полимера с различными коагулянтами в лабораторных условиях проведены 3 серии экспериментов взаимодействия гивпана:To determine the gel-forming ability of a polymer with various coagulants under laboratory conditions, 3 series of experiments were carried out for the interaction of givpan:
1 - с алюмосодержащим отходом при 20°С (прототип);1 - with aluminum-containing waste at 20 ° C (prototype);
2 - с 20%-ным раствором CaCl2 при 20°С;2 - with a 20% solution of CaCl 2 at 20 ° C;
3 - со смесью хлористого магния с соляной кислотой при 85°С при различном соотношении этих компонентов.3 - with a mixture of magnesium chloride with hydrochloric acid at 85 ° C at a different ratio of these components.
Обобщение промыслового опыта обработок скважин полимерами с коагулянтами показывает, что обычно соотношение "полимер - коагулянт" составляет 1:1 или 2:1, и только в редких случаях при обработке весьма трещиноватых высокопроницаемых коллекторов применяют соотношение 3:1 или 4:1. При применении большего количества полимера в ПЗП происходит почти мгновенная коагуляция полимера на контакте с коагулянтом, образуя лишь небольшую по толщине пленку, которая мешает взаимопроникновению, объемному перемешиванию реагентов и получению большого объема осадков. В итоге это ведет к снижению технологической эффективности обработки, а поскольку используется большое количество полимера, то и экономическая эффективность при такой технологии резко снижается. Поэтому все три серии опытов проведены при соотношении "полимер - коагулянт" от 1:1 до 4:1. Результаты экспериментов приведены в табл.2.A generalization of the field experience of treating wells with polymers with coagulants shows that usually the polymer-coagulant ratio is 1: 1 or 2: 1, and only in rare cases, when processing highly fractured highly permeable reservoirs, a 3: 1 or 4: 1 ratio is used. When a larger amount of polymer is used in the PZP, almost instantaneous coagulation of the polymer occurs on contact with the coagulant, forming only a small film in thickness, which interferes with interpenetration, volumetric mixing of the reagents, and the production of a large amount of precipitation. As a result, this leads to a decrease in the technological efficiency of processing, and since a large amount of polymer is used, the economic efficiency with this technology is sharply reduced. Therefore, all three series of experiments were carried out with a polymer – coagulant ratio of 1: 1 to 4: 1. The experimental results are shown in table.2.
В первой и второй сериях результаты опытов авторов практически совпадают с результатами прототипа (Пат. 2171371, табл.3). Следует отметить, что при использовании алюмосодержащей жидкости объемная доля геля через 24 часа снижается, т.е. происходит деструкция осадка, что объясняется наличием в алюмосодержащем отходе не только AlCl3, но и соединений разрушающих образовавшийся осадок, уменьшая его объемную долю.In the first and second series, the results of the experiments of the authors almost coincide with the results of the prototype (Pat. 2171371, table 3). It should be noted that when using an aluminum-containing liquid, the volume fraction of the gel decreases after 24 hours, i.e. sediment destruction occurs, which is explained by the presence in the aluminum-containing waste not only AlCl 3 , but also compounds that destroy the precipitate formed, reducing its volume fraction.
Проведение 2-ой и 3-ой серий опытов показало, что все изменения структурного характера заканчиваются через 2-4 часа при использовании в предлагаемом изобретении коагулянтов стабильного состава (CaCl2, MgCl2).Carrying out the 2nd and 3rd series of experiments showed that all structural changes end in 2-4 hours when using coagulants of stable composition (CaCl 2 , MgCl 2 ) in the present invention.
Сопоставляя результаты экспериментов 1 и 2 серии можно заключить, что через 1 час взаимодействия доля геля в результате коагуляции полимера (гивпана) незначительно отличается и технологическая эффективность гелеобразования практически одинакова, однако образующийся гель после взаимодействия гивпана с CaCl2 более стабильный и деструкции его за 24 часа не происходит. Поэтому в изобретении предлагается производить предварительное насыщение водопроводящих каналов 20%-ным раствором CaCl2.Comparing the results of experiments of series 1 and 2, we can conclude that after 1 hour of interaction, the proportion of the gel as a result of coagulation of the polymer (givpan) is slightly different and the technological efficiency of gelation is almost the same, but the gel formed after the interaction of givpan with CaCl 2 is more stable and its destruction in 24 hours not happening. Therefore, the invention proposes to pre-saturate the water ducts with a 20% solution of CaCl 2 .
Результаты третьей серии опытов показывают, что лучшим коагулянтом является смесь хлористого магния с соляной кислотой, нагретой до 85°С. Из табл.2 видно, что объемная доля геля при этом составляет через 1 час - 0,5, что выше, чем при использовании хлористого кальция в 1,67 раза или 1,92 раза, чем при использовании алюмосодержащей жидкости.The results of the third series of experiments show that the best coagulant is a mixture of magnesium chloride with hydrochloric acid, heated to 85 ° C. From table 2 it is seen that the volume fraction of the gel in this case is 1 hour - 0.5, which is higher than when using calcium chloride 1.67 times or 1.92 times than when using aluminum-containing liquid.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
После технологической подготовки скважины определяют поглотительную способность (приемистость) коллектора прокачкой пластовой воды насосным агрегатом по НКТ с пакером или кольцевому межтрубному пространству эксплуатационной колонны замеряется расход закачиваемой воды (м3/ч) и давление закачки на разных скоростях агрегата. Затем в НКТ прокачивают требуемый объем водного раствора хлористого кальция 20%-ной концентрации для насыщения трещин коллектора. Прокачивают буферный слой пресной воды 0,5 м3 и гидролизованный в щелочи отход волокна или тканей полиакрилонитрила 4-5 м. Далее прокачивают буферный слой пресной воды в объеме 0,5-1,0 м и затем нагретую до 85°С смесь соляной кислоты с хлористым магнием.After the technological preparation of the well, the absorptive capacity (injectivity) of the reservoir is determined by pumping formation water by the pump unit along the tubing with a packer or annular annular space of the production string, the flow rate of injected water (m 3 / h) and injection pressure are measured at different speeds of the unit. Then, the required volume of an aqueous solution of calcium chloride of 20% concentration is pumped into the tubing to saturate the reservoir cracks. Pumped buffer layer of fresh water 0.5 m 3 and hydrolyzed in alkali fiber or polyacrylonitrile waste 4-5 m. Next pumped buffer layer of fresh water in a volume of 0.5-1.0 m and then a mixture of hydrochloric acid heated to 85 ° C with magnesium chloride.
Получают смесь соляной кислоты с хлористым магнием следующим образом.Get a mixture of hydrochloric acid with magnesium chloride as follows.
Реакционный наконечник (контейнер), в котором на поверхности загружается магний, на НКТ спускается в скважину в интервал, выбранный для обработки. По НКТ через наконечник прокачивается 15%-ная соляная кислота. Скорость прокачки подбирается таким образом, чтобы продукты реакции нагревались до 85°С. Это возможно при прокачке 70 л кислоты на 1 кг магния. При этом получается 3,92 кг чистого MgCl2, а остаточная концентрация соляной кислоты составляет 11%.The reaction tip (container), in which magnesium is loaded on the surface, descends on the tubing into the well in the interval selected for processing. Through the tubing, 15% hydrochloric acid is pumped through the tip. The pumping rate is selected so that the reaction products are heated to 85 ° C. This is possible when pumping 70 liters of acid per 1 kg of magnesium. This results in 3.92 kg of pure MgCl 2 , and the residual concentration of hydrochloric acid is 11%.
Проводимое солянокислотное воздействие можно разделить на две фазы. Первая фаза - термохимическое воздействие, при котором соляная кислота, реагируя с магнием, нагревает прокачиваемый раствор и поверхность забоя до 85°С. Введение в зону коагуляции нагретого MgCl2 вызывает ускоренное завершение реакции с недопрореагировавшим полимером и дополнительную коагуляцию его, в результате чего увеличивается доля осадка, упрочняется его структура и надежнее перекрываются поровые и трещинные водопроводящие каналы. В итоге происходит ускоренное сшивание с помощью полимера и горячего коагулянта в призабойной зоне отдельных, рассеченных трещинами блоков коллектора в единый массив и перекрытие высокопроницаемых водопроводящих трещин. Одновременно с этим часть горячего солянокислотного раствора остаточной концентрации поступает, по мере перекрытия водопроводящих каналов, в зону с гидрофобизованной поверхностью поровых каналов расплавляя в них углеводородные осадки. Кроме того, за счет резкого снижения поверхностного натяжения при повышенной температуре на границе нефть - порода - кислотный раствор происходит гидрофилизация поверхности с отторжением гидрофобизированных слоев тяжелых углеводородов нефти в объем порового пространства. Эти процессы позволяют увеличить площадь реагирования соляной кислоты с поверхностью пор в матрицах.Conducted hydrochloric acid exposure can be divided into two phases. The first phase is a thermochemical effect, in which hydrochloric acid, reacting with magnesium, heats the pumped solution and the surface of the face to 85 ° C. The introduction of heated MgCl 2 into the coagulation zone causes an accelerated completion of the reaction with the unreacted polymer and its additional coagulation, as a result of which the sediment fraction increases, its structure is strengthened, and pore and fracture water supply channels are more reliably closed. As a result, accelerated cross-linking with the help of polymer and hot coagulant occurs in the bottom-hole zone of individual collector blocks cut by cracks into a single mass and overlapping highly permeable water-conducting cracks. At the same time, part of the hot hydrochloric acid solution of residual concentration enters, as the water supply channels overlap, into the zone with the hydrophobized surface of the pore channels, melting hydrocarbon sediments in them. In addition, due to a sharp decrease in surface tension at an elevated temperature at the oil - rock - acid solution interface, surface hydrophilization occurs with the hydrophobized layers of heavy oil hydrocarbons being rejected into the pore space. These processes make it possible to increase the reaction area of hydrochloric acid with the surface of pores in the matrices.
Вторая фаза кислотного воздействия - обычная солянокислотная обработка ПЗП, но более эффективная, вследствие поступления соляной кислоты высокой температуры только в поровую часть матриц (исключая перекрытые скоагулированным полимером высокопроницаемые и трещиноватые водопроводящие части коллектора). Применение горячей кислоты позволяет повысить эффективность за счет кислотного воздействия на пористые, ранее гидрофобизированные поверхности матриц коллектора и увеличить добычу нефти из них.The second phase of the acid effect is the usual hydrochloric acid treatment of PZP, but it is more effective due to the influx of high temperature hydrochloric acid only into the pore part of the matrices (excluding highly permeable and fractured water-conducting parts of the collector blocked by a coagulated polymer). The use of hot acid makes it possible to increase efficiency due to the acid effect on the porous, previously hydrophobized surfaces of the reservoir matrices and to increase oil production from them.
В завершающей стадии обработки производится продавка закачанных реагентов в ПЗП безводной нефтью или пластовой водой и скважину закрывают на период до 24 ч. После завершения коагуляции и реакции кислоты с породой срывают пакер, промывают скважину технической водой обратной промывкой, поднимают НКТ с пакером. Затем спускают насос, осваивают скважину и вводят ее в эксплуатацию.At the final stage of the treatment, the injected reagents are sold in the BCP with anhydrous oil or produced water and the well is closed for up to 24 hours. After coagulation and acid reaction with the rock is completed, the packer is torn off, the well is washed with technical water by backwashing, and the tubing with the packer is lifted. Then they lower the pump, develop the well and put it into operation.
Известны методики расчета параметров обработки скважин (например Щуров В.И. "Технология и техника добычи нефти", М.: Недра, 1983), с помощью которых, учитывая конкретные условия работы скважины, можно рассчитать основные параметры процесса термохимической обработки: требуемое количество соляной кислоты, металлического магния, темпы закачки кислоты для поддержания заданной температуры, выделяемое количество тепла.Known methods for calculating the parameters of well treatment (for example, Shchurov VI, "Technology and Technique for Oil Production", M .: Nedra, 1983), with which, given the specific conditions of the well, it is possible to calculate the main parameters of the process of thermochemical treatment: the required amount of salt acid, metallic magnesium, acid injection rates to maintain a given temperature, the amount of heat generated.
Дополнительно к этим расчетам при использовании данного изобретения рассчитываем массу образовавшегося MgCl2 и его концентрацию в растворе.In addition to these calculations, using the present invention, we calculate the mass of MgCl 2 formed and its concentration in solution.
Так, при обработке скважины, после описанной последовательной закачки коагулянта, воды, полимера и буферного объема воды через специальный наконечник с магнием (минимально 40 кг) прокачивается солянокислотный раствор. При этом протекает следующая реакция:So, when processing a well, after the described sequential injection of coagulant, water, polymer and a buffer volume of water, a hydrochloric acid solution is pumped through a special tip with magnesium (at least 40 kg). The following reaction proceeds:
Mg+2·HCl+Н2О=MgCl2+Н2O+H2+461,4 кДжMg + 2 · HCl + H 2 O = MgCl 2 + H 2 O + H 2 +461.4 kJ
Из уравнения следует, что для растворения 1 кг магния требуется:From the equation it follows that for the dissolution of 1 kg of magnesium is required:
V=3004/161,2=18,61 л 18%-ного раствора HCl, при этом выделяется 18987 кНж теплоты (Щуров В.И., стр.146).V = 3004 / 161.2 = 18.61 L of an 18% HCl solution, with 18987 kJ of heat being released (Shchurov V.I., p. 146).
При реакции 1 кг магния для поддержания температуры продуктов реакции на уровне 85°С требуется прокачивать через наконечник 70 л 18%-ной соляной кислоты (Щуров В.И., там же), а для реакции 40 кг магния необходимо прокачать 2800 л кислоты (Vкисл=70 л ·40=2800 л =2,8 м3).In the reaction, 1 kg of magnesium to maintain the temperature of the reaction products at 85 ° C requires pumping through the tip of 70 l of 18% hydrochloric acid (Schurov V.I., ibid.), And for the reaction of 40 kg of magnesium it is necessary to pump 2800 l of acid ( V acid = 70 L · 40 = 2800 L = 2.8 m 3 ).
При этом выделяется значительное количество теплоты:In this case, a significant amount of heat is released:
18987 кДж ·40=759480 кДж или 759,48 МДж теплоты.18987 kJ · 40 = 759480 kJ or 759.48 MJ of heat.
Из уравнения видно, что при растворении 1 кг Mg получается 3,92 кг чистого хлористого магния, а при растворении 40 кг получается 157 кг хлористого магния в 2800 л, т.е. концентрация полученного раствора хлористого магния составляет 157/2,8=56,07 кг/м3 или 56,07 г/л.It can be seen from the equation that when 1 kg of Mg is dissolved, 3.92 kg of pure magnesium chloride is obtained, and when 40 kg is dissolved, 157 kg of magnesium chloride in 2800 liters are obtained, i.e. the concentration of the resulting solution of magnesium chloride is 157 / 2.8 = 56.07 kg / m 3 or 56.07 g / L.
Введение нагретого MgCl2 вызывает ускорение реакции с недопрореагировавшим полимером и дополнительную коагуляцию, в результате чего увеличивается доля осадка, упрочняется его структура и надежнее перекрываются поровые и трещиноватые водопроводящие каналы. В итоге происходит ускоренное сшивание с помощью полимера и горячего коагулянта в призабойной зоне отдельных, рассеченных трещинами блоков коллектора в единый массив, и перекрытие высокопроницаемых водопроводящих трещин.The introduction of heated MgCl 2 accelerates the reaction with the unreacted polymer and additional coagulation, as a result of which the proportion of sediment increases, its structure is hardened and pore and fractured water channels are more reliably closed. As a result, accelerated cross-linking with the help of polymer and hot coagulant occurs in the bottom-hole zone of the individual collector blocks dissected by cracks into a single mass and overlapping highly permeable water-conducting cracks.
При этом применение горячей кислоты позволяет повысить эффективность кислотного воздействия на пористые гидрофобизированные поверхности матриц коллектора и увеличить добычу нефти из них.At the same time, the use of hot acid allows one to increase the efficiency of acid exposure on porous hydrophobized surfaces of the collector matrices and increase oil production from them.
В справочных руководствах по расчету параметров солянокислотной обработки рекомендуется использовать 1 м3 18%-ой соляной кислоты на 1 м эффективной толщины пласта. Для условий маломощных карбонатных коллекторов обычно рекомендуется использовать 6 м3 кислотного раствора для пластов толщиной до 6 м. Тогда при гивпано-термокислотном воздействии после реакции с магнием 2,8 м3 кислотного раствора будет иметь остаточную концентрацию 11% при температуре 85°С, в котором содержится 157 кг MgCl2. Оставшаяся часть кислотного раствора (3,2 м3), поступающая в пласт, имеет концентрацию 18%.In reference manuals for calculating the parameters of hydrochloric acid treatment, it is recommended to use 1 m 3 of 18% hydrochloric acid per 1 m of effective formation thickness. For low-power conditions of carbonate reservoirs is usually recommended to use 6 m 3 of the acid solution for thick layers of up to 6 m. Then for givpano thermoacid-exposure after the reaction with magnesium, 2.8 m 3 of the acid solution will have a residual concentration of 11% at a temperature of 85 ° C, which contains 157 kg of MgCl 2 . The remaining part of the acid solution (3.2 m 3 ) entering the reservoir has a concentration of 18%.
Способ опробован на молодебитных высокообводненных скважинах Копей-Кубовского месторождения Башкортостана. При выборе скважины для обработки учитывалась продолжительность ее эксплуатации при давлениях ниже давления насыщения, способствующая образованию плотной углеводородной пленки и гидрофобизации поверхности пор карбонатного пласта. Способ позволил получить экономию, которая образуется за счет создания более качественного перекрытия водопроницаемых каналов, более эффективного воздействия нагретой соляной кислоты, что выражается обеспечением дополнительно добытой нефти и снижением отбора попутно-добываемой воды.The method was tested on high-water well watering wells of the Kopey-Kubovskoye field of Bashkortostan. When choosing a well for processing, the duration of its operation at pressures below the saturation pressure was taken into account, which promotes the formation of a dense hydrocarbon film and hydrophobization of the pore surface of the carbonate formation. The method allowed to obtain savings, which is formed by creating a better closure of water-permeable channels, more effective exposure to heated hydrochloric acid, which is expressed by providing additional oil and reducing the selection of associated produced water.
Примеры обработки скважин предлагаемым способом с высокой обводненностью продукции (80-86%) и данные по прототипу приведены в табл.3. Соблюдение технологических параметров при проведении обработок призабойных зон предлагаемым способом позволяет обеспечить значительный технологический эффект. Эффективность ОПЗ и сопоставление результатов от проведенных обработок по прототипу и изобретению приведены в табл.4. По прототипу дополнительная добыча нефти по ОПЗ №1 и 2 приведена за 14 месяцев, хотя эффект от обработок продолжался. По изобретению продолжительность эффекта по обработкам №1 и 2 также больше 14 месяцев. Для сопоставления результатов ОПЗ величина дополнительной добычи нефти в обоих случаях просчитана за 14 месяцев работы скважин после обработки, хотя эффект по ним продолжался. По остальным ОПЗ дополнительная добыча нефти подсчитана до конца эффекта, если продолжительность менее 14 месяцев. В итоге по прототипу среднее значение дополнительной добычи нефти составляет 379,5 т на одну скважину. Этот же показатель по изобретению равен 496,2 т, что в 1,3 раза больше, чем по прототипу.Examples of well treatment by the proposed method with high water cut of products (80-86%) and data on the prototype are shown in table 3. Compliance with the technological parameters during the treatment of the bottom-hole zones of the proposed method allows to provide a significant technological effect. The effectiveness of the SCR and the comparison of the results from the performed treatments according to the prototype and the invention are given in table 4. According to the prototype, additional oil production at OPZ No. 1 and 2 is given for 14 months, although the effect of the treatments continued. According to the invention, the duration of the effect on treatments No. 1 and 2 is also more than 14 months. To compare the results of the SCR, the amount of additional oil production in both cases was calculated for 14 months of well operation after treatment, although the effect on them continued. For the remaining refineries, additional oil production is calculated before the end of the effect, if the duration is less than 14 months. As a result, according to the prototype, the average value of additional oil production is 379.5 tons per well. The same indicator according to the invention is 496.2 tons, which is 1.3 times more than the prototype.
Способ рекомендуется для обработки скважин, разрабатывающих трещиновато-пористые гидрофобизированные коллекторы, имеющих высокую обводненность и эксплуатирующихся при забойных давлениях ниже давления насыщения.The method is recommended for processing wells developing fractured porous hydrophobized reservoirs with high water cut and operated at bottomhole pressures below the saturation pressure.
Гелеобразующие свойства составовtable 2
Gel-forming properties of the compositions
Эффективность ОПЗTable 4
SCF effectiveness
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004124404/03A RU2270914C1 (en) | 2004-08-10 | 2004-08-10 | Method for watered carbonate fractured porous waterproofed reservoir treatment |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004124404/03A RU2270914C1 (en) | 2004-08-10 | 2004-08-10 | Method for watered carbonate fractured porous waterproofed reservoir treatment |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2270914C1 true RU2270914C1 (en) | 2006-02-27 |
Family
ID=36114378
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004124404/03A RU2270914C1 (en) | 2004-08-10 | 2004-08-10 | Method for watered carbonate fractured porous waterproofed reservoir treatment |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2270914C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2554975C1 (en) * | 2014-04-21 | 2015-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method of water production zone isolation in well |
| RU2586337C1 (en) * | 2015-02-03 | 2016-06-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Procedure for completion of stripper well |
-
2004
- 2004-08-10 RU RU2004124404/03A patent/RU2270914C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2554975C1 (en) * | 2014-04-21 | 2015-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method of water production zone isolation in well |
| RU2586337C1 (en) * | 2015-02-03 | 2016-06-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Procedure for completion of stripper well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| DK177735B1 (en) | Sealing of thief zones | |
| CA3070591C (en) | Method of increasing the oil recovery of formations (embodiments) | |
| Almukhametova et al. | Technological feature of hypan-acid treatment | |
| RU2368769C2 (en) | Bottom-hole formation zone treatment method | |
| RU2270914C1 (en) | Method for watered carbonate fractured porous waterproofed reservoir treatment | |
| RU2213853C2 (en) | Method of massive oil pool development | |
| RU2387821C1 (en) | Method to produce high-viscosity oil and bitumen | |
| RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
| RU2728401C1 (en) | Acid treatment method of productive formation | |
| RU2323243C1 (en) | Solid reagent for acid treatment of well and process of acid treatment of well, preferably water-supply well | |
| RU2735821C1 (en) | Method of increasing oil recovery of formations | |
| US2029649A (en) | Reducing water flow in oil wells | |
| SU1710698A1 (en) | Method of water isolation in carbonate and carbonized formations | |
| SU1696683A1 (en) | Method of acid treatment of face zone of encroached oil pool | |
| RU2080450C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2052086C1 (en) | Process of working of well in carbonate collector | |
| RU2103496C1 (en) | Method for increasing injectivity of terrigenous clay-bearing bed | |
| Smith et al. | Bulk Gel Treatments for Water Control | |
| RU2100585C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole formation zone | |
| RU2156356C1 (en) | Method of oil formation hydraulic fracturing | |
| RU2110668C1 (en) | Compound for reducing permeability of highly permeable zones or fissures in bed | |
| RU2205948C1 (en) | Method of development of oil pool | |
| RU2262590C1 (en) | Bottomhole formation zone treatment method | |
| RU2102591C1 (en) | Method for treating productive bed |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070811 |