СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ И ТЕХНОЛОГИИ ИЗБИРАТЕЛЬНОЙ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН

М. Я. Хабибуллин

Аннотация


Этот способ основан на получении следующего эффекта. В выбранном пропластке или участке пласта при помощи гидропескоструйной перфорации образовывается канал, в который затем через насадку перфоратора нагнетается кислотный раствор. Входящая в канал струя кислотного раствора препятствует выходу этого раствора из канала, как бы «запирая» его. В скважину спускают гидропескоструйный перфоратор, устанавливая против выбранного интервала обработки, и гидравлические фиксаторы, необходимые для строгого удержания перфоратора. Смещение последнего исключает возможность избирательной обработки. После обычного гидропескоструйного вскрытия и промывки скважины от песка, не изменяя положения перфоратора, в трубы прокачивают кислотный раствор, который, входя в образованный канал, фильтруется через его стенки в обрабатываемый участок пласта. Часть кислоты, которая после окончания обработки скопилась в стволе скважины, продавливается в пласт продавочной жидкостью через кольцевое пространство. Фиксатор ФГ предназначен для предупреждения обрыва и снятия растягивающих напряжений в колонне труб при гидропескоструйном вскрытии, а также для фиксации при центрировании перфоратора в заданном интервале обработки. После обычного гидропескоструйного вскрытия и промывки скважины от песка, не изменяя положения перфоратора, в трубы прокачивают кислотный раствор, который, входя в образованный канал, фильтруется через его стенки в обрабатываемый участок пласта. Часть кислоты, которая после окончания обработки скопилась в стволе скважины, продавливается в пласт продавочной жидкостью через кольцевое пространство. Фиксатор ФГ предназначен для предупреждения обрыва и снятия растягивающих напряжений в колонне труб при гидропескоструйном вскрытии, а также для фиксации при центрировании перфоратора в заданном интервале обработки. Иногда кислотные обработки оказываются безуспешными, так как призабойная зона сильно засорена. В этих случаях применяют гидрокислотный разрыв. Однако его проведение ограничивается высокими давлениями, необходимыми для продавливания кислоты через плохо проницаемую зону, или же требует специального оборудования (пакеры, якоря, устьевая арматура, насосные агрегаты высокого давления и т.д.). Увеличить время истощения кислотного раствора, т.е. замедлить скорость реакции, можно, добавив в раствор специальные реагенты. Так, весьма эффективным понизителем скорости реакции является препарат синтанол ДС-10 ТУ 2483-016-71150986-2012 (представляет собой неионогенный ПАВ и предназначен для применения в качестве эффективного поверхностно-активного вещества). Добавка его в количестве 0,5 % (по весу от объема раствора) может снизить скорость реакции в 2,7 раза.

Ключевые слова


пласт;кислотный раствор;перфоратор;канал;пескоструйный агрегат;formation;acid solution;perforator;channel;sandblasting aggregate;

Полный текст:

PDF

Литература


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.

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., Колесн иков 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.

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/s10556-0180467-2.

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/ngdelo2018- 6-34-39.

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 Physi cochemical Treatment Efficiency // Materials of SPE Russ ian 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.

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. Особенн ости 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 // 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 Temperature-Dependent 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-2020-5-114-121

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