RU2490444C1 - Method for near well-bore treatment with acid - Google Patents
Method for near well-bore treatment with acid Download PDFInfo
- Publication number
- RU2490444C1 RU2490444C1 RU2012139855/03A RU2012139855A RU2490444C1 RU 2490444 C1 RU2490444 C1 RU 2490444C1 RU 2012139855/03 A RU2012139855/03 A RU 2012139855/03A RU 2012139855 A RU2012139855 A RU 2012139855A RU 2490444 C1 RU2490444 C1 RU 2490444C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- volume
- stage
- well
- pumping
- acid
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при кислотной обработке околоскважинной зоны.The invention relates to the oil industry and may find application in the acid treatment of the near-wellbore zone.
Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта, который включает закачку отклонителя - углеводородного геля, приготовленного с использованием гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива и последующую обработку, по меньшей мере, одной низкопроницаемой зоны пласта соляной кислотой с концентрацией от 12 до 24%, при этом при повторных операциях обработки соляную кислоту применяют с убывающей концентрацией и уменьшением ее объемов (Патент РФ №2456444, опубл. 20.07.2012).A known method of acid treatment of the bottom-hole zone of an oil reservoir, which includes the injection of a diverter - a hydrocarbon gel prepared using the Himeko-N gelling agent, the Himeko-N activator and diesel fuel and subsequent treatment of at least one low-permeability zone of the formation with hydrochloric acid with a concentration of from 12 to 24%, while in repeated processing operations, hydrochloric acid is used with a decreasing concentration and a decrease in its volume (RF Patent No. 2456444, publ. 20.07.2012).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ извлечения нефти путем закачки в пласт кислотной композиции, содержащей кислоту, и композиции, содержащей поверхностно-активное вещество (ПАВ) и жидкий углеводород, кислотная композиция содержит дополнительно замедлитель реакции с породой пласта - или Цеолит, или крошку синтетических цеолитов, или концентрат сиенитовый алюмощелочной, или лигносульфанаты технические, или карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, или Полицелл КМЦ марки КМЦ-9Н, КМЦ-9С, или алюмохлорид, или гидроксохлористый алюминий, при следующем соотношении компонентов, мас.%: кислота 97,5-99,9, указанный замедлитель 0,1-2,5, закачку кислотной композиции осуществляют перед или одновременно с композицией, содержащей ПАВ и жидкий углеводород при их соотношении мас.%: ПАВ 5-16, жидкий углеводород 84-95, при соотношении ее объема к объему кислотной композиции от 2 до 4. Причем осуществляют закачку компонентов одновременно в добывающие и нагнетательные скважины (Патент РФ №2295635, опублик. 20.03.2007 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of extracting oil by injecting into the formation an acid composition containing acid and a composition containing a surfactant and a liquid hydrocarbon, the acid composition additionally contains a moderator of the reaction with the formation rock - or Zeolite, or crumb of synthetic zeolites, or syenite alumina alkali concentrate, or industrial lignosulfonates, or carboxymethyl cellulose - KMTS, or Politsell KMTS KMTS-9N, KMTs-9S, or alumochlori or aluminum hydroxyl chloride, in the following ratio of components, wt.%: acid 97.5-99.9, said moderator 0.1-2.5, the acid composition is injected before or simultaneously with the composition containing surfactant and liquid hydrocarbon when they are the ratio of wt.%: surfactant 5-16, liquid hydrocarbon 84-95, with a ratio of its volume to the volume of the acid composition from 2 to 4. Moreover, the components are pumped simultaneously into production and injection wells (RF Patent No. 2295635, published. 03/20/2007 - prototype).
Общим недостатком известных способов является невысокая эффективность обработки, выражающаяся в незначительном увеличении продуктивности скважины после обработки.A common disadvantage of the known methods is the low processing efficiency, expressed in a slight increase in well productivity after treatment.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности обработки.In the proposed invention solves the problem of increasing processing efficiency.
Задача решается способом кислотной обработки околоскважинной зоны, включающим на первом этапе закачку в скважину 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты из расчета 0,25-0,5 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта, на втором этапе закачку 10-15%-ного раствора соляной кислоты с замедлителем реакции в объеме 2-5% от объема раствора кислоты из расчета 1,0-1,5 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, продавку нефтью в объеме 5-15 м3 при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, технологическую выдержку в течение 16-48 часов и ввод скважины в эксплуатацию.The problem is solved by the method of acid treatment of the near-wellbore zone, which includes, at the first stage, the injection of a 10-15% aqueous hydrochloric acid solution into the well at the rate of 0.25-0.5 m 3 per 1 m of perforated formation thickness, at the second stage, the injection of 10-15 % hydrochloric acid solution with a retarder in the amount of 2-5% of the volume of the acid solution at the rate of 1.0-1.5 m 3 per 1 m of perforated reservoir power at an initial pressure equal to the final injection pressure in the previous stage, oil selling in a volume of 5-15 m 3 with an initial pressure equal to the final d to the injection at the previous stage, technological exposure for 16-48 hours and putting the well into operation.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Карбонатные пласты характеризуются разнонаправленной трещиноватостью, неоднородностью и низким коэффициентом извлечения нефти.Carbonate formations are characterized by multidirectional fracturing, heterogeneity and low oil recovery.
В случае высокой вязкости добываемой нефти после дренирования из коллектора, примыкающего непосредственно к зоне перфорации скважины, наблюдается резкое падение дебита нефти, вызванное неньютоновскими свойствами пластового флюида. Существующие технологии недостаточно эффективны в этих условиях. Предлагаемая комплексная обработка карбонатного коллектора направлена на вовлечение в разработку низкопроницаемых и изолированных зон пласта. Следствием этого является повышение дебита скважины и, в конечном счете, извлечения нефти.In the case of high viscosity of the produced oil after drainage from the reservoir adjacent directly to the well perforation zone, a sharp drop in oil production is observed due to non-Newtonian properties of the formation fluid. Existing technologies are not effective enough in these conditions. The proposed complex treatment of the carbonate reservoir is aimed at involving low-permeability and isolated zones of the formation in the development. The consequence of this is an increase in well production and, ultimately, oil recovery.
В ходе обработки увеличивают проницаемость низкопроницаемой части пласта, улучшают коллекторские свойства пласта за счет использования соляной кислоты, увеличивают охват кислотного воздействия на пласт путем добавления замедлителя реакции кислоты с породой.During processing, they increase the permeability of the low-permeability part of the formation, improve the reservoir properties of the formation through the use of hydrochloric acid, increase the coverage of acid exposure to the formation by adding a moderator of the reaction of the acid with the rock.
Важным моментом является непрерывность выполнения всех работ, т.е. закачку компонентов на последующем этапе работ с начальным давлением, равным конечному давлению на предыдущем этапе.An important point is the continuity of all work, i.e. component injection at a subsequent stage of work with an initial pressure equal to the final pressure at the previous stage.
Существенным признаком предложенного изобретения является соотношение объемов закачки раствора соляной кислоты и раствора соляной кислоты с замедлителем как (0,25-0,5):(1,0-1,5). Как показала практика именно такое соотношение позволяет в наибольшей степени добиться увеличения дебита скважины в результате обработки.An essential feature of the proposed invention is the ratio of injection volumes of a hydrochloric acid solution and a hydrochloric acid solution with a moderator as (0.25-0.5) :( 1.0-1.5). As practice has shown, it is precisely this ratio that makes it possible to achieve the greatest increase in well production as a result of processing.
Соотношение компонентов в растворах и объемы закачиваемых компонентов определены из практики как наиболее оптимальные для решения поставленной задачи. Выход за заявленные пределы приводит к снижению эффективности обработки.The ratio of components in solutions and the volumes of injected components are determined from practice as the most optimal for solving the task. Exceeding the declared limits leads to a decrease in processing efficiency.
В качестве замедлителя реакции соляной кислоты с породой используют ТХП-1, выпускаемый согласно ТУ 2481-002-72650092-2009, либо СНПХ-8903 А (ТУ 2458-314-05765670-2006 с изм. №1). Могут быть использованы классические замедлители, указанные при описании прототипа.As a moderator of the reaction of hydrochloric acid with the rock, use is made of THP-1, manufactured according to TU 2481-002-72650092-2009, or SNPCH-8903 A (TU 2458-314-05765670-2006 with amendment No. 1). Can be used classic moderators specified in the description of the prototype.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. Разрабатывают Ерыклинское месторождение Башкирский ярус. Коллектор - карбонатный. Средний дебит скважин 1,6 т/сут., средняя обводненность 11,6%. Пласт имеет пористость 13,2%, проницаемость 81,3 мкм2 *10-3, нефтенасыщенность 82,4%, начальное пластовое давление 9 МПа, глубина подошвы пласта 1041,5 м, пластовая температура 23°C, вязкость нефти в пластовых условиях 292,5 мПа*с, плотность нефти 937 кг/м3.Example 1. Develop the Yeryklinskoye field Bashkir stage. The collector is carbonate. The average well flow rate is 1.6 tons / day. The average water cut is 11.6%. The reservoir has a porosity of 13.2%, permeability of 81.3 μm 2 * 10 -3 , oil saturation of 82.4%, the initial reservoir pressure of 9 MPa, the depth of the bottom of the reservoir 1041.5 m, reservoir temperature 23 ° C, the viscosity of the oil in the reservoir 292.5 MPa * s, oil density 937 kg / m 3 .
Через остановленную нефтедобывающую скважину №1 в пласт с карбонатным коллектором на первом этапе закачивают 10%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме 3,5 м3 (0,25 м3 на 1 п. м перфорированной мощности) при начальном давлении 0,3 МПа и конечном давлении 0,3 МПа, на втором этапе закачивают 14 м3 (1 м3 на 1 п. м перфорированной мощности пласта) 10%-ного раствора соляной кислоты с замедлителем реакции ТХП-1 в объеме 2% от объема раствора кислоты при начальном давлении 0,3 МПа и конечном давлении 0,5 МПа, производят продавку нефтью в объеме 5 м3 при начальном давлении 0,5 МПа и конечном давлении 1 МПа, проводят технологическую выдержку в течение 16 часов и вводят скважину в эксплуатацию.At the first stage, a 10% aqueous hydrochloric acid solution is pumped into a reservoir with a carbonate reservoir through a stopped oil producing well No. 1 in a volume of 3.5 m 3 (0.25 m 3 per 1 m perforated capacity) at an initial pressure of 0.3 MPa and a final pressure of 0.3 MPa, at the second stage, 14 m 3 (1 m 3 per 1 p.m. of perforated reservoir thickness) is pumped with a 10% hydrochloric acid solution with a reaction inhibitor TXP-1 in a volume of 2% of the volume of the acid solution at an initial pressure of 0.3 MPa and a final pressure of 0.5 MPa, they sell oil in a volume of 5 m 3 at an initial pressure of 0.5 MPa and a final pressure of 1 MPa, carry out technological exposure for 16 hours and put the well into operation.
В результате дебит скважины увеличился с 1,8 до 4,5 м3/сут.As a result, the flow rate of the well increased from 1.8 to 4.5 m 3 / day.
Пример 2. Выполняют, как пример 1.Example 2. Perform as example 1.
Через остановленную нефтедобывающую скважину №2 в пласт с карбонатным коллектором на первом этапе закачивают 12%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме 10 м3 (0,4 м3 на 1 погонный м перфорированной мощности пласта) при начальном давлении 0,25 МПа и конечном давлении 0,25 МПа, на втором этапе закачивают 30 м3 (1,2 м3 на 1 погонный м перфорированной мощности пласта) 12%-ного раствора соляной кислоты с замедлителем реакции СНПХ-8903 А в количестве 3,5% от объема раствора кислоты при начальном давлении 0,25 МПа и конечном давлении 0,5 МПа, производят продавку нефтью в объеме 10 м3 при начальном давлении 0,5 МПа и конечном давлении 1,1 МПа, проводят технологическую выдержку в течение 24 часов и вводят скважину в эксплуатацию.At the first stage, a 12% aqueous hydrochloric acid solution is pumped into a reservoir with a carbonate reservoir through a stopped oil producing well No. 2 in a volume of 10 m 3 (0.4 m 3 per linear meter of perforated reservoir power) at an initial pressure of 0.25 MPa and the final pressure of 0.25 MPa, at the second stage, 30 m 3 (1.2 m 3 per linear meter of perforated reservoir power) is pumped with 12% hydrochloric acid solution with a reaction inhibitor SNPCH-8903 A in an amount of 3.5% by volume acid solution at an initial pressure of 0.25 MPa and a final pressure of 0.5 MPa; eftyu in a volume of 10 m 3 at an initial pressure of 0.5 MPa and a final pressure of 1.1 MPa, exposure process is performed for 24 hours and injected into the wellbore operation.
В результате дебит скважины увеличился с 1,8 до 4,8 м3/сут.As a result, the flow rate of the well increased from 1.8 to 4.8 m 3 / day.
Пример 3. Выполняют, как пример 1.Example 3. Perform as example 1.
Через остановленную нефтедобывающую скважину №3 в пласт с карбонатным коллектором на первом этапе закачивают 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме 12 м3 (0,5 м3 на 1 погонный м перфорированной мощности пласта) при начальном давлении 0,2 МПа и конечном давлении 0,2 МПа, на втором этапе закачивают 36 м3 (1,5 м3 на 1 погонный м перфорированной мощности пласта) 15%-ного раствора соляной кислоты с замедлителем реакции ТХП-1 в количестве 5% от объема раствора кислоты при начальном давлении 0,2 МПа и конечном давлении 1,6 МПа, производят продавку нефтью в объеме 15 м3 при начальном давлении 1,6 МПа и конечном давлении 1,9 МПа, проводят технологическую выдержку в течение 48 часов и вводят скважину в эксплуатацию.At the first stage, a 15% aqueous hydrochloric acid solution is pumped into a reservoir with a carbonate reservoir through a stopped oil producing well No. 3 in a volume of 12 m 3 (0.5 m 3 per linear meter of perforated reservoir power) at an initial pressure of 0.2 MPa and the final pressure of 0.2 MPa, at the second stage, 36 m 3 (1.5 m 3 per linear meter of perforated formation capacity) is pumped with a 15% hydrochloric acid solution with a reaction retardant TXP-1 in an amount of 5% of the volume of the acid solution at the initial pressure of 0.2 MPa and the final pressure of 1.6 MPa, produce a sale of oil volume of 15 m 3 at an initial pressure of 1.6 MPa and a final pressure of 1.9 MPa, exposure process is performed for 48 hours and injected into the wellbore operation.
В результате дебит скважины увеличился с 1,5 до 4,4 м3/сут.As a result, the flow rate of the well increased from 1.5 to 4.4 m 3 / day.
Применение предложенного способа позволит повысить эффективность обработки околоскважинной зоны.The application of the proposed method will improve the processing efficiency of the near-wellbore zone.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012139855/03A RU2490444C1 (en) | 2012-09-19 | 2012-09-19 | Method for near well-bore treatment with acid |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012139855/03A RU2490444C1 (en) | 2012-09-19 | 2012-09-19 | Method for near well-bore treatment with acid |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2490444C1 true RU2490444C1 (en) | 2013-08-20 |
Family
ID=49162866
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012139855/03A RU2490444C1 (en) | 2012-09-19 | 2012-09-19 | Method for near well-bore treatment with acid |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2490444C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2597383C1 (en) * | 2015-11-12 | 2016-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Composition for increasing oil displacement |
| RU2708924C1 (en) * | 2018-12-27 | 2019-12-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Фонд НДК" | Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure |
| RU2724705C1 (en) * | 2019-08-29 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of intensification of well operation after its construction |
| RU2766183C1 (en) * | 2021-05-26 | 2022-02-09 | Акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2295635C2 (en) * | 2005-03-21 | 2007-03-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Oil production method |
| RU2398960C1 (en) * | 2009-10-20 | 2010-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for treatment of bottomhole zone of well |
| RU2441979C1 (en) * | 2011-02-02 | 2012-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Acid treatment of an oil exploitation well bottom-hole area |
| RU2442888C1 (en) * | 2010-08-06 | 2012-02-20 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Method for formation acid treatment |
| RU2456444C2 (en) * | 2010-07-30 | 2012-07-20 | Закрытое акционерное общество "Химеко-ГАНГ" (ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Acid treatment method of bottom-hole oil formation zone |
-
2012
- 2012-09-19 RU RU2012139855/03A patent/RU2490444C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2295635C2 (en) * | 2005-03-21 | 2007-03-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Oil production method |
| RU2398960C1 (en) * | 2009-10-20 | 2010-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for treatment of bottomhole zone of well |
| RU2456444C2 (en) * | 2010-07-30 | 2012-07-20 | Закрытое акционерное общество "Химеко-ГАНГ" (ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Acid treatment method of bottom-hole oil formation zone |
| RU2442888C1 (en) * | 2010-08-06 | 2012-02-20 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Method for formation acid treatment |
| RU2441979C1 (en) * | 2011-02-02 | 2012-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Acid treatment of an oil exploitation well bottom-hole area |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЛОГИНОВ Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: Недра, 1966, с.23-27, 97, 98, 124-132. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2597383C1 (en) * | 2015-11-12 | 2016-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Composition for increasing oil displacement |
| RU2708924C1 (en) * | 2018-12-27 | 2019-12-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Фонд НДК" | Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure |
| WO2020139167A1 (en) * | 2018-12-27 | 2020-07-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Фонд НДК" | Method for increasing oil recovery from a carbonaceous oil formation by building up formation pressure |
| RU2724705C1 (en) * | 2019-08-29 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of intensification of well operation after its construction |
| RU2766183C1 (en) * | 2021-05-26 | 2022-02-09 | Акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106050213B (en) | A kind of sandstone reservoir low damage distributary acid method | |
| AU2008349610B2 (en) | Method of hydraulic fracturing of horizontal wells, resulting in increased production | |
| US20130126169A1 (en) | Tight Gas Stimulation by In-Situ Nitrogen Generation | |
| ATE483095T1 (en) | METHOD FOR INCREASING THE INJECTIVITY OF FLUIDS AND GASES VIA HYDRAULIC FRACTURE | |
| CN109577909B (en) | Ultra-low permeability oilfield selective foam gel water shutoff profile control method | |
| NZ625797A (en) | A method of increasing efficiency in a hydraulic fracturing operation | |
| CN103967470B (en) | A kind of horizontal well mud stone wears lamination cracking method | |
| RU2490444C1 (en) | Method for near well-bore treatment with acid | |
| RU2494246C1 (en) | Treatment method of bore-hole zone | |
| RU2513963C1 (en) | Method for development of oil deposits in bazhenov formation | |
| NO20130721A1 (en) | Increased oil recovery in reservoirs with low permeability | |
| NZ718569A (en) | Well treatment fluids containing a zirconium crosslinker and methods of using the same | |
| CN106337676A (en) | Method of fracturing coal-bed gas reservoir | |
| CN111058824B (en) | Temporary plugging and shunting acidification method for strong heterogeneous sandstone reservoir through sieve tube | |
| Zhao et al. | Using associated polymer gels to control conformance for high temperature and high salinity reservoirs | |
| RU2368769C2 (en) | Bottom-hole formation zone treatment method | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| CN111594124A (en) | Shallow tight oil reservoir imbibition fracturing method, fracturing system for shallow tight oil reservoir and discharge-free imbibition fracturing fluid | |
| RU2579095C1 (en) | Method of developing low-permeability oil reservoirs | |
| Mou et al. | RESEARCH ON ACID LEAKOFF REDUCTION BY INJECTING LARGE VOLUME OF SLICK WATER IN ACID FRACTURING OF NATURALLY FRACTURED OIL RESERVOIRS. | |
| RU2490437C1 (en) | Procedure for development of hydrocarbon deposit | |
| RU2579093C1 (en) | Method for repeated hydraulic fracturing | |
| RU2625829C2 (en) | Method of hydrocarbons deposit develompent in low-permeability sediments | |
| RU2610961C1 (en) | Justification method of input profile in injection well | |
| RU2536070C1 (en) | Development and oil recovery improvement method for inhomogeneous oil pools |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180920 |