RU2316646C2 - Способ интенсификации притока углеводородов из скважин с аномально высокими пластовыми давлениями - Google Patents
Способ интенсификации притока углеводородов из скважин с аномально высокими пластовыми давлениями Download PDFInfo
- Publication number
- RU2316646C2 RU2316646C2 RU2006102411/03A RU2006102411A RU2316646C2 RU 2316646 C2 RU2316646 C2 RU 2316646C2 RU 2006102411/03 A RU2006102411/03 A RU 2006102411/03A RU 2006102411 A RU2006102411 A RU 2006102411A RU 2316646 C2 RU2316646 C2 RU 2316646C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- reservoir
- well
- formation
- volume
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области освоения скважин и интенсификации притока углеводородов. Технический результат изобретения - повышение эффективности химического воздействия на прискважинную зону пластов, вскрытых на полимерных или полимерглинистых буровых растворах, утяжеленных баритом. В способе интенсификации притока углеводородов из скважин с аномально высокими пластовыми давлениями обработку пласта ведут в следующей последовательности: приготавливают водный раствор кальцинированной соды Na2CO3 6,0%-ной концентрации в объеме, равном объему проникшего в пласт фильтрата бурового раствора, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, и продавливают его через насосно-компрессорные трубы НКТ в пласт, выдерживают раствор под давлением закачки в пласте в течение 1,0 ч, затем закачивают раствор соляной кислоты HCl 8,0%-ной концентрации в объеме, равном объему раствора кальцинированной соды Na2СО3, но не менее 0,5 м на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, продавливают через НКТ в пласт и выдерживают под давлением закачки в течение 1,0 ч, затем осваивают скважину, после этого проводят прямую промывку скважины, затем закачивают через НКТ в пласт под давлением, не выше давления разрыва пласта, 10,0%-ный водный раствор гипохлорита кальция Са(ClO)2·2Н2O в объеме, равном объему 8,0%-ной соляной кислоты HCl, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, выдерживают закачанный раствор гипохлорита кальция в пласте под давлением закачки в течение 10,0 ч, осваивают скважину одним из известных способов, проводят прямую промывку скважины, затем готовят раствор смеси глинокислоты 10,0%-ная HCl + 5,0 об.% HF с аскорбиновой кислотой 0,2 об.% C6H8O6 в объеме, равном объему 10,0%-ного водного раствора гипохлорита кальция Са(ClO)2·2Н2O, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, и закачивают приготовленную смесь через НКТ в пласт под давлением, не выше давления гидроразрыва, выдерживают смесь под давлением закачки в течение 1,0 ч, после этого осваивают скважину одним из известных способов и проводят гидродинамические исследования. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области освоения скважин и интенсификации притока углеводородов.
При вскрытии пластов с аномально высокими пластовыми давлениями АВПД применяются, как правило, полимерные или полимерглинистые буровые растворы, утяжеленные баритом BaSO4.
Скважины, вскрывшие пласты на таких растворах, трудно осваиваются и имеют в последствии пониженную производительность за счет того, что проникшие в пласт фильтрат бурового раствора и сам раствор, утяжеленный баритом, кольматируют прискважинную зону пласта ПЗП, снижают фильтрационно-емкостные свойства ФЕС пород-коллекторов в ПЗП.
Воздействие на утяжеленный баритом полимерглинистый буровой раствор композициями различных химических соединений при высокой температуре (свыше 100°С) приводит к беспорядочному движению атомов и молекул в системе и, следовательно, к увеличению энтропии, являющейся одной из основных термодинамических функций системы, к снижению устойчивости системы и, как следствие, удалению бурового раствора и его фильтрата этими композициями из ПЗП, очищению прискважинной зоны и увеличению проницаемости этой зоны.
Известны способы интенсификации притоков нефти и газа кислотной обработкой ПЗП, основанные на закачке в пласт соляно-кислотных и глинокислотных растворов определенной концентрации [Шалимов В.П., Путилов М.Ф., Уголев B.C., Южанинов П.М. Физико-химические методы повышения производительности скважин. - М.: ВНИИОЭНГ, 1974]; [Минеев В.П., Сидоров Н.А. Практическое руководство по испытанию скважин. - М.: Недра, 1981. - с.183-207]; [Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. - М.: Недра, 1978]; [Абдулин Ф.С. Повышение производительности скважин. - М.: Недра, 1975. - с.204-224].
Недостатком данных способов является то, что кислоты не способны растворить барит, входящий в состав утяжеленного полимерного или полимерглинистого бурового раствора.
Известен способ химической обработки прискважинной зоны пласта для интенсификации притока углеводородов, включающий закачку в пласт рабочего агента, состоящего из водного раствора гипохлорита кальция Са(ClO)2·2Н2О с добавкой неиногенного поверхностно-активного вещества НПАВ типа «дисолван» [Патент РФ №2209957. - М.: ФИПС, 2003].
Недостатком этого способа является то, что он малоэффективен при воздействии на продуктивные пласты, вскрытые на полимерных или полимерглинистых буровых растворах, утяжеленных баритом, и, в частности, сильный окислитель - гипохлорит кальция не способен растворить барит и действует только на полимерную составляющую.
Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ интенсификации притоков углеводородов из скважин с АВПД, включающий закачку в пласт рабочего агента, состоящего из смеси каустической соды NaOH и глинокислоты [Ланчаков Г.А. Разработка и опыт применения комплексных щелочно-кислотных обработок призабойных зон эксплуатационных скважин с целью интенсификации притока. // Обз. информация. - Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 1995. - с.11-13; с.39-40].
Недостатком этого способа является то, что он также малоэффективен при воздействии на продуктивные пласты, вскрытые на полимерных или полимерглинистых утяжеленных баритом буровых растворах, когда их фильтрат или сам раствор с баритом, проникая в ПЗП, ухудшает фильтрационную характеристику коллектора, и рабочий агент действует, в основном, на глинистую составляющую бурового раствора и коллектора.
Задача изобретения состоит в очищении и увеличении проницаемости ПЗП, повышении эффективности работ по воздействию на ПЗП, сокращении времени освоения скважин, интенсификации притоков углеводородов и увеличении производительности скважин, вскрывших пласты с АВПД.
Технический результат при создании изобретения заключается в повышении эффективности химического воздействия на прискважинную зону пластов, вскрытых на полимерных или полимерглинистых буровых растворах, утяжеленных баритом.
Поставленная задача и технический результат достигается тем, что в известном способе интенсификации притока углеводородов из скважин с АВПД, включающем в себя закачку в скважину и продавку в пласт раствора соды и глинокислотного раствора, в отличие от прототипа, в качестве раствора соды используют 6,0%-ный водный раствор кальцинированной соды Na2CO3, при этом обработку пласта ведут в следующей последовательности: приготавливают водный раствор кальцинированной соды Na2CO3 6,0%-ной концентрации в объеме, равном объему проникшего в пласт фильтрата бурового раствора, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, и продавливают его через НКТ в пласт, выдерживают раствор под давлением закачки в пласте в течение 1,0 ч, затем закачивают раствор соляной кислоты HCl 8,0%-ной концентрации в объеме, равном объему раствора кальцинированной соды Na2CO3, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, продавливают через НКТ в пласт и выдерживают под давлением закачки в течение 1,0 ч, затем осваивают скважину одним из известных способов, после этого проводят прямую промывку скважины, затем закачивают через НКТ в пласт под давлением, не выше давления разрыва пласта, 10,0%-ный водный раствор гипохлорита кальция Са(ClO)2·2Н2О в объеме, равном объему 8,0%-ной соляной кислоты HCl, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, выдерживают закачанный раствор гипохлорита кальция в пласте под давлением закачки в течение 10,0 ч, осваивают скважину одним из известных способов, проводят прямую промывку скважины, затем готовят раствор смеси глинокислоты (10,0%-ная HCl + 5,0 об.% HF) с аскорбиновой кислотой (0,2 об.% C6H8O6) в объеме, равном объему 10,0%-ного водного раствора гипохлорита кальция Са(ClO)2·2H2O, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, и закачивают приготовленную смесь через НКТ в пласт под давлением, не выше давления гидроразрыва, выдерживают смесь под давлением закачки в течение 1,0 ч, после этого осваивают скважину одним из известных способов и проводят гидродинамические исследования.
Для решения поставленной задачи был выполнен комплекс лабораторных исследований. Для перевода нерастворимого в кислотах барита BaSO4 в растворимый в соляной кислоте HCl карбонат бария ВаСО3 воздействовали раствором кальцинированной соды Na2CO3 при высоких температурах - свыше 100°С.
Реакция протекает по следующей схеме:
BaSO4+Na2CO3=ВаСО3+Na2SO4;
Наилучшие результаты лабораторных исследований по увеличению проницаемости были получены при обработке кернов 6,0%-ным раствором Na2СО3 и 8,0%-ным раствором HCl.
Результаты лабораторных исследований по обработке кернов, насыщенных полимерглинистым раствором и его фильтратом, полимерразрушающим реагентом на основе гипохлорита кальция Са(ClO)2·2Н2О, показали, что концентрация гипохлорита кальция, равная 10,0%, наиболее оптимальна, а выдержка реагента в керне может составлять 1,0-18,0 ч. [Патент РФ №2209957].
Были выполнены исследования по закачке в искусственные керны высокой проницаемости полимерглинистого раствора, утяжеленного баритом (ρ=1685 кг/м3), и определению степени восстановления проницаемости после обработки керна 6,0%-ным раствором Na2СО3, 8,0%-ным раствором HCl, 10,0%-ным водным раствором Са(ClO)2·2Н2О и раствором смеси глинокислоты 10,0%-ная HCl + 5,0 об.% HF с аскорбиновой кислотой 0,2 об.% С6Н8О6.
Аскорбиновая кислота является стабилизатором раствора глинокислоты и способствует предупреждению выпадения из раствора окисных соединений железа в осадок в виде гидратов окиси железа, т.е. в присутствии аскорбиновой кислоты соединения железа полностью находятся в растворенном состоянии и не выпадают из глинокислотного раствора в течение длительного времени.
Искусственный керн готовился следующим образом. Отбиралась проба песчаного материала фракции 0,4-1,2 мм и помещалась в цилиндрический контейнер, сжималась давлением 12,0 МПа. Цилиндрический контейнер взвешивался и определялась масса сухой породы.
Затем контейнер с керном насыщался под вакуумом керосином. Перед зарядкой контейнера в кернодержатель контейнер взвешивался и определялась масса породы, насыщенной керосином.
Контейнер устанавливался в кернодержатель и сжимался давлением 12,0 МПа, прогревался до температуры 105°С, прокачивался керосин и определялась проницаемость искусственного образца керна по керосину (K1). Проницаемость составила 372,1·10-3 мкм2.
Затем керн вынимался из металлического контейнера и песок перемешивался с буровым полимерглинистым раствором, утяжеленным баритом в объеме, равном поровому объему образца керна. Песок, перемешанный с буровым раствором, в объеме, соответствующем первоначальному, помещался снова в металлический контейнер, сжимался эффективным давлением 12,0 МПа и насыщался под вакуумом керосином. Затем контейнер устанавливался в кернодержатель и сжимался эффективным давлением 12,0 МПа, прогревался до температуры 105°С и определялась проницаемость искусственного образца керна, насыщенного буровым раствором, по керосину (К2). Проницаемость составила 5,0·10-3 мкм2.
Затем проводилась обработка искусственного образца керна путем прокачки через него 6,0%-ного водного раствора кальцинированной соды Na2СО3 при температуре 105°С, чтобы перевести барит BaSO4, не растворимый в кислотах, в карбонат бария ВаСО3, растворимый в соляной кислоте HCl и других кислотах. Прокачивалось два поровых объема образца керна. Образец выдерживался на реакции под давлением закачки в течение 1,0 ч.
После прокачки двух объемов образца керна раствора кальцинированной соды Na2Co3 проводилась прокачка через керн 8,0%-ного водного раствора соляной кислоты HCl. Прокачивалось два поровых объема образца керна и образец выдерживался на реакции под давлением закачки в течение 1,0 ч при температуре 105°С и замерялась проницаемость по керосину (К3). Проницаемость составила 20,0·10-3 мкм2.
Далее для разрушения полимерной составляющей в образец нагнетался 10,0%-ный водный раствор гипохлорита кальция Са(ClO)2·2Н2О в объеме, равном двум объемам порового пространства искусственного керна.
После выдержки раствора в керне в течение 10,0 ч при температуре 105°С определялась проницаемость искусственного образца по керосину (K4) путем прокачки керосина до стабилизации расхода. Проницаемость составила 30,0·10-3 мкм2.
Для дальнейшего разрушения и последующего удаления из образца керна полимерглинистой составляющей бурового раствора в образец нагнетался раствор смеси глинокислоты 10,0%-ная HCl + 5,0 об.% HF с аскорбиновой кислотой 0,2 об.% C6H8O6 в объеме, равном двум объемам порового пространства искусственного керна.
После выдержки раствора смеси кислот в керне в течение 1,0 ч при температуре 105°С определялась проницаемость искусственного образца по керосину (K5) путем прокачки керосина до стабилизации расхода. Проницаемость составила 329,2·10-3 мкм2.
Эффективность обработки оценивалась по степени восстановления проницаемости η относительно первоначальной:
Были выполнены лабораторные исследования по восстановлению ФЕС пород-коллекторов и на естественных кернах, приготовленных к экспериментам по общепринятой и известной методике.
Результаты опытов представлены в таблице.
Таблица Результаты восстановления проницаемости кернов после обработки |
||||
№№ образца | Состав композиции | Исходная проницаемость образца по керосину, мкм2·10-3 | Проницаемость образца после обработки, мкм2·10-3 | Коэффициент восстановления проницаемости керна, доли |
21-04 (искусств. керн) | 6,0%-ная Na2CO3; 8,0%-ная HCl; 10,0%-ный раствор Са(ClO)2·2Н2O; 10,0%-ная HCl+ +5,0 об.% HF+ +0,2 об.% С6Н8О6. |
377,1 | 329,2 | 0,873 |
01-05 (искусств. керн) | 420,0 | 418,0 | 0,995 | |
02-05 (искусств. керн) | 324,0 | 336,0 | 1,037 | |
03-05 (естеств. керн) | 56,6 | 36,1 | 0,638 | |
04-05 (естеств. керн) | 46,9 | 53,0 | 1,130 |
Claims (1)
- Способ интенсификации притока углеводородов из скважин с аномально высокими пластовыми давлениями, включающий последовательную закачку в скважину и продавку в пласт раствора соды и глинокислотного раствора, отличающийся тем, что в качестве раствора соды используют 6,0%-ный водный раствор кальцинированной соды Na2CO3, при этом обработку пласта ведут в следующей последовательности: приготавливают водный раствор кальцинированной соды Na2СО3 6,0%-ной концентрации в объеме, равном объему проникшего в пласт фильтрата бурового раствора, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, и продавливают его через НКТ в пласт, выдерживают раствор под давлением закачки в пласте в течение 1,0 ч, затем закачивают раствор соляной кислоты HCl 8,0%-ной концентрации в объеме, равном объему раствора кальцинированной соды Na2CO3, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, продавливают через НКТ в пласт и выдерживают под давлением закачки в течение 1,0 ч, затем осваивают скважину одним из известных способов, после этого проводят прямую промывку скважины, затем закачивают через НКТ в пласт под давлением, не выше давления разрыва пласта, 10,0%-ный водный раствор гипохлорита кальция Са(ClO)2·2Н2O в объеме, равном объему 8,0%-ной соляной кислоты HCl, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, выдерживают закачанный раствор гипохлорита кальция в пласте под давлением закачки в течение 10,0 ч, осваивают скважину одним из известных способов, проводят прямую промывку скважины, затем готовят раствор смеси глинокислоты 10,0%-ная HCl + 5,0 об.% HF с аскорбиновой кислотой 0,2 об.% C6H8O6 в объеме, равном объему 10,0%-ного водного раствора гипохлорита кальция Са(ClO)2·2Н2O, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта и закачивают приготовленную смесь через НКТ в пласт под давлением, не выше давления гидроразрыва, выдерживают смесь под давлением закачки в течение 1,0 ч, после этого осваивают скважину одним из известных способов и проводят гидродинамические исследования.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006102411/03A RU2316646C2 (ru) | 2006-01-26 | 2006-01-26 | Способ интенсификации притока углеводородов из скважин с аномально высокими пластовыми давлениями |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006102411/03A RU2316646C2 (ru) | 2006-01-26 | 2006-01-26 | Способ интенсификации притока углеводородов из скважин с аномально высокими пластовыми давлениями |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2006102411A RU2006102411A (ru) | 2007-08-10 |
RU2316646C2 true RU2316646C2 (ru) | 2008-02-10 |
Family
ID=38510609
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006102411/03A RU2316646C2 (ru) | 2006-01-26 | 2006-01-26 | Способ интенсификации притока углеводородов из скважин с аномально высокими пластовыми давлениями |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2316646C2 (ru) |
-
2006
- 2006-01-26 RU RU2006102411/03A patent/RU2316646C2/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ЛАНЧАКОВ Г.А. Разработка и опыт применения комплексных щелочно-кислотных обработок призабойных зон эксплуатационных скважин с целью интенсификации притока. Обзорная информация. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 1995, с.11-13, 39, 40. * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2006102411A (ru) | 2007-08-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Portier et al. | Review on chemical stimulation techniques in oil industry and applications to geothermal systems | |
US3556221A (en) | Well stimulation process | |
US20120090833A1 (en) | Water injection systems and methods | |
WO2019028086A1 (en) | INJECTION FLUIDS FOR STIMULATING FRACTURED FORMATIONS | |
Alhamad et al. | Organic acids for stimulation purposes: A review | |
Gidley | Stimulation of sandstone formations with the acid-mutual solvent method | |
RU2467164C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2368769C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
Clementz et al. | Stimulation of water injection wells in the Los Angeles basin by using sodium hypochlorite and mineral acids | |
AU2015414720B2 (en) | Alkyl polyglycoside surfactants for use in subterranean formations | |
US2140183A (en) | Method of treating wells | |
RU2232879C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
RU2316646C2 (ru) | Способ интенсификации притока углеводородов из скважин с аномально высокими пластовыми давлениями | |
US20210062068A1 (en) | Methods of stabilizing carbonate-bearing formations | |
RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
RU2140531C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
RU2314332C1 (ru) | Реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и способ с его использованием | |
RU2757456C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой | |
RU2433260C1 (ru) | Способ кислотной обработки скважин в терригенном коллекторе | |
RU2475622C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин | |
RU2165014C1 (ru) | Способ обработки глиносодержащих коллекторов нефтяного пласта | |
RU2776820C1 (ru) | Химический реагент для обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин | |
RU2236559C1 (ru) | Способ селективной обработки пласта | |
RU2744325C1 (ru) | Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами | |
RU2156353C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтедобывающей скважины |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080127 |