МЕТОД ТЕРМОКИСЛОТНОГО ИМПУЛЬСИРОВАНИЯ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

М. Я. Хабибуллин

Аннотация


Скорость закачки, создаваемая агрегатами, не обеспечивает равномерного нагрева раствора кислоты при термокислотных образцах. Первая порция раствора перегревается, а последующие оказываются недостаточно нагретыми. Поэтому эффективность кислотных и термокислотных обработок сильно дренированных скважин с низким пластовым давлением довольно низкая. Для повышения эффективности предложен метод кислотного и термокислотного импульсирования, разработана методика его применения и созданы несложные конструкции необходимого подземного и наземного оборудования скважин (реакторы-наконечники и универсальная устьевая головка). Способ термокислотного импульсирования основан на применении специального реактора-наконечника. Реактор, основными узлами которого являются клапан и собственно реактор, заполненный магниевой стружкой, спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах до упора в забой своим перфорированным патрубком-наконечником. Объем раствора, заливаемого в насосно-компрессорные трубы при термокислотной обработке методом импульсирования, зависит от их длины и внутреннего диаметра. Обычно он принимается равным 1,2-2,0 м3. Если в скважине, намеченной для проведения термокислотной обработки методом импульсирования, фильтр или его некоторая часть оказывались перекрытыми песчаной пробкой, то их предварительно очищали желонкой, не вскрывая зумпфа. Термокислотную (как и кислотную) обработку скважины методом импульсирования проводят без применения насосного агрегата, что позволяет значительно сократить расходы. Ускорение движения кислотного раствора, нагрев всего объема до нужной температуры и создание давления (за счет веса столба раствора) способствуют увеличению глубины проникновения и эффективности воздействия кислоты на пласт. На основании проведенных опытов получены следующие выводы. 1) Процесс термокислотного импульсирования для достижения равномерного нагрева кислотного раствора регулируется путем: а) повышения давления прокачки (напор регулируется столбом жидкости, заливаемой в трубы); б) уменьшения скорости закачки; скорость прохождения раствора из колонны насосных труб через реактор с магниевой стружкой вначале оказывается гораздо выше скорости, создаваемой при закачке кислотного раствора агрегатом; затем по мере падения уровня кислоты в трубах скорость истечения ее снижается; в результате достигается равномерный прогрев кислотного раствора до требуемой температуры. 2) Ингибирование НС1 формалином и униколом тормозит реакцию. Однако только уникол способен растянуть реагирование HCI с магнием на необходимое время, в течение которого протекает весь процесс прокачки кислоты через сопла. Таким образом, наиболее подходящим кислотным раствором для термокислотного импульсирования является 15 %-ая НСl, ингибированная униколом.

Ключевые слова


нефтеотдача;раствор;кислотная обработка;термокислотная обработка;импульсирование;oil recovery;solution;acid treatment;thermo-acid treatment;pulsation;

Полный текст:

PDF

Литература


Литвин В.Т., Стрижнев К.В., Шевчук Т.Н., Рощин П.В. Кислотная обработка призабойной зоны пласта баженовской свиты после проведения гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. 2018. № 4. С. 70-73. DOI: 10.24887/0028-2448-2018-4-70-73.

Khabibullin M.Ya. Development of the Design of the Sucker-Rod Pump for Sandy Wells // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. 2019. Vol. 560. P. 012065. DOI: 10.1088/1757-899X/560/1/012065.

Zhang H., Liang Y., Zhou X. Sensitivity Analysis and Optimal Operation Control for Large-Scale Water flooding Pipeline Network of Oilfield // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2017. Vol. 154. P. 38-48.

Khabibullin M.Ya., Suleimanov R.I. Selection of Optimal Design of a Universal Device for Nonstationary Pulse Pumping of Liquid in a Reservoir Pressure Maintenance System // Chemical and Petroleum Engineering. 2018. Vol. 54. Issue 3-4. P. 225-232. DOI: 10.1007/s10556-018-0467-2.

Ямалетдинова К.Ш., Халадов А.Ш., Дудников Ю.В., Ямалетдинова А.А., Габдуллин А.Р. Эффективность кислотных обработок нагнетательных скважин // Успехи современного естествознания. 2017. № 12. С. 278-283. URL: http://www.natural-sciences.ru/ru/article/ view?id=36642 (дата обращения: 24.06.2020).

Гилаев Г.Г., Хисметов Т.В., Бернштейн А.М., Заворотный В.Л., Заворотный А.В. Применение термостойких жидкостей глушения на основе нефтяных эмульсий // Нефтяное хозяйство. 2009. № 8. С. 64-67.

Meirmanov A., Nekrasova I., Mathematical Models of a Hydraulic Shock // Journal of Mathematical Analysis and Applications. 2013. Vol. 408. Issue 1. P. 76-90. DOI: 10.1016/j.jmaa.2013.05.024.

Хабибуллин М.Я. Исследование процессов, происходящих в колонне труб при устьевой импульсной закачке жидкости в скважину // Нефтегазовое дело. 2018. Т. 16. № 6. С. 34-39. DOI: 10.17122/ngdelo 2018-6-34-39.

Глущенко В.Н., Пташко О.А., Харисов Р.Я., Денисова А.В. Кислотные обработки: составы, механизмы реакций, дизайн. Уфа: Гилем, 2010. 387 с.

Fedorov K.M., Kadochnikova L.M., Pichugin O.N., Chebakov A.A. Analytical Technique for Gel Treatment Prediction of Production and Injection Wells in a Stratified Reservoir // Iranian Journal of Science and Technology. 2002. Vol. 26. No. 2. P. 205-216.

Хабибуллин М.Я., Сидоркин Д.И. Определение параметров колебаний колонны насосно-компрессорных труб при импульсной закачке жидкостей в скважину // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. 2016. № 3. С. 27-32. DOI: 10.5510/OGP20160300285.

Zaichenko A.Yu., Glazov S.V., Salgansky E.A. Filtration Combustion of Viscous Hydrocarbon Liquids // Theoretical Foundations of Chemical Engineering. 2017. Vol. 51. P. 673-679. DOI: 10.1134/S0040579517050396.

Orlov M.S., Roschin P.V., Struchkov I.A., Litvin V.T. The Application of X-ray Micro Computed Tomography (Micro-CT) of Core Sample for Estimation of Physicochemical Treatment Efficiency // Materials of SPE Russian Petroleum Technology Conference. Moscow, Russia. 2015. SPE-176600-MS. DOI: 10.2118/176600-MS.

Гилаев Г.Г., Горбунов В.В., Кузнецов А.М., Гусаков В.Н., Телин А.Г. Повышение эффективности использования химических реагентов в ОАО НК «Роснефть» // Нефтяное хозяйство. 2012. № 11. С. 22-24.

Assem A.I., Nasr-El-Din H.A., De Wolf C.A. Formation Damage due to Iron Precipitation in Carbonate Rocks // European Formation Damage: Materials of SPE Conference and Exhibition. Noordwijk, Netherlands. 2013. SPE-165203-MS. DOI: 10.2118/165203-MS.

Гилаев Г.Г., Манасян А.Э., Федорченко Г.Д., Колесников В.А., Кологреев И.А. Нефтяные залежи в карбонатных отложениях фаменского яруса самарской области: история открытия и перспективы поиска // Нефтяное хозяйство. 2013. № 10. С. 38-40.

Хабибуллин М.Я. Систематизированный подход к методам закачки воды в нагнетательные скважины // Нефтегазовое дело. 2019. Т. 17. № 3. С. 80-86. DOI: 10.17122/ngdelo-2019-3-80-86.

Rady A., Nasr-El-Din H.A. Iron Precipitation in Calcite, Dolomite and Sandstone Cores // Materials of SPE Russian Petroleum Technology Conference. Moscow, Russia. 2015. SPE-176574-MS. DOI: 10.2118/176574-MS.

Rabie A.I., Nasr-El-Din H.A. Sodium Gluconate as a New Environmentally Friendly Iron Controlling Agent for HP/HT Acidizing Treatments // Middle East Oil and Gas: Materials of SPE Show and Conference. Manama, Bahrain. 2015. SPE-172640-MS. DOI: 10.2118/172640-MS.

Литвин В.Т., Стрижнев К.В., Рощин П.В. Особенности строения и интенсификации притоков нефти в сложных коллекторах баженовской свиты Пальяновского месторождения // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2015. Т. 10. № 3. URL: http:// www.ngtp.ru/rub/11/36_2015.pdf (дата обращения: 25.06.2020). DOI: 10.17353/2070-5379/36_2015.

Хабибуллин М.Я., Сулейманов Р.И. Повышение надежности сварных соединений трубопроводов в системе поддержания пластового давления // Нефтегазовое дело. 2019. Т. 17. № 5. С. 93-98. DOI: 10.17122/ ngdelo-2019-5-93-98.

Dubinsky G.S. About the Response of Fractal Structures of Fluid-Saturated Reservoir Rocks under Wave Impact on Them // The Collection of Scientific Papers. The Development of Science in the 21st Century: Natural and Technical Sciences. Ron Bee and Associates. New York, USA. 2015. P. 51-56. DOI: 10.17809/06(2015)-06.

Мухаметшин В.В., Андреев В.Е., Дубинский Г.С., Султанов Ш.Х., Ахметов Р.Т. Использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. 2016. № 3. C. 46-51. DOI: 10.5510/OGP20160300288.

Nsoga V.N., Hona J., Pemha E. Numerical Simulation of Heat Distribution with TemperatureDependent Thermal Conductivity in a Two-Dimensional Liquid Flow // International Journal of Nonlinear Sciences and Numerical Simulation. 2017. Vol. 18. Issue 6. P. 507-513. DOI: 10.1515/ijnsns-2016-0163.




DOI: http://dx.doi.org/10.17122/ngdelo-2020-4-58-64

Ссылки

  • На текущий момент ссылки отсутствуют.


(c) 2020 М. Я. Хабибуллин

Лицензия Creative Commons
Это произведение доступно по лицензии Creative Commons «Attribution» («Атрибуция») 4.0 Всемирная.

УФА, УГНТУ, 2020