RU2110678C1 - Method for treating bottom-hole zone of bed - Google Patents
Method for treating bottom-hole zone of bed Download PDFInfo
- Publication number
- RU2110678C1 RU2110678C1 RU96104455A RU96104455A RU2110678C1 RU 2110678 C1 RU2110678 C1 RU 2110678C1 RU 96104455 A RU96104455 A RU 96104455A RU 96104455 A RU96104455 A RU 96104455A RU 2110678 C1 RU2110678 C1 RU 2110678C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- acid
- solutions
- concentration
- alkali
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 52
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 33
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 23
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N hydrofluoric acid Substances F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 8
- 150000002222 fluorine compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 18
- 235000011167 hydrochloric acid Nutrition 0.000 claims description 17
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 claims description 5
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 abstract description 12
- 239000011707 mineral Substances 0.000 abstract description 12
- 239000004568 cement Substances 0.000 abstract description 11
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 5
- 238000011282 treatment Methods 0.000 abstract description 5
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 3
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 abstract description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 abstract description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 abstract description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 abstract description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 abstract 2
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 abstract 2
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 abstract 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 10
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 9
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N methanol Substances OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 7
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 6
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Inorganic materials [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- HPTYUNKZVDYXLP-UHFFFAOYSA-N aluminum;trihydroxy(trihydroxysilyloxy)silane;hydrate Chemical compound O.[Al].[Al].O[Si](O)(O)O[Si](O)(O)O HPTYUNKZVDYXLP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 4
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 4
- 229910052621 halloysite Inorganic materials 0.000 description 4
- 235000014413 iron hydroxide Nutrition 0.000 description 4
- NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L iron(ii) hydroxide Chemical class [OH-].[OH-].[Fe+2] NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WUKWITHWXAAZEY-UHFFFAOYSA-L calcium difluoride Chemical class [F-].[F-].[Ca+2] WUKWITHWXAAZEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000000017 hydrogel Substances 0.000 description 2
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 2
- GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L sodium sulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])=O GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 2
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001634 calcium fluoride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 229910001919 chlorite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052619 chlorite group Inorganic materials 0.000 description 1
- QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N chlorous acid Chemical compound OCl=O QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- LRCFXGAMWKDGLA-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;hydrate Chemical compound O.O=[Si]=O LRCFXGAMWKDGLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 1
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- QPJSUIGXIBEQAC-UHFFFAOYSA-N n-(2,4-dichloro-5-propan-2-yloxyphenyl)acetamide Chemical compound CC(C)OC1=CC(NC(C)=O)=C(Cl)C=C1Cl QPJSUIGXIBEQAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000007127 saponification reaction Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
- 235000010265 sodium sulphite Nutrition 0.000 description 1
- 239000012265 solid product Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к добыче жидких или газообразных текущих средств из буровых скважин, в частности к способам интенсификации скважин с использованием разъедающих веществ и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности при обработке призабойной зоны пласта. The invention relates to the production of liquid or gaseous current funds from boreholes, in particular to methods for stimulating wells using corrosive substances and can be used in the oil and gas industry in the treatment of the bottom-hole formation zone.
Широко известны способы обработки призабойной зоны пласта с помощью кислот (соляной, азотной, фосфорной, плавиковой) или их смесей [1]. Widely known are methods for treating the bottom-hole formation zone using acids (hydrochloric, nitric, phosphoric, hydrofluoric) or mixtures thereof [1].
Недостатком этих способов является, во-первых, способность образования сильных трудноудалимых кольматантов - коллоидных и твердых продуктов реакций, в частности гидрогеля кремнекислоты и фторидов кальция, железа и др., а во-вторых, химическое разрушение герметизирующего цементного камня, обычно сопровождаемое заколонными перетоками жидкостей и газов. The disadvantage of these methods is, firstly, the ability to form strong difficult-to-remove colmatants - colloidal and solid reaction products, in particular hydrogel of silicic acid and calcium fluorides, iron, etc., and secondly, the chemical destruction of the sealing cement stone, usually accompanied by annular flow of liquids and gases.
Известен также способ обработки призабойной зоны пласта, в котором используется состав, включающий кислотные экстракты нефтей нафтеновой природы в количестве 0,01-0,5 мас.%, гидроксид щелочного металла 0,1-10 мас.% и воду остальное [2]. There is also known a method of processing the bottom-hole zone of the formation, which uses a composition comprising acid extracts of naphthenic oils in the amount of 0.01-0.5 wt.%, Alkali metal hydroxide 0.1-10 wt.% And the rest of the water [2].
Недостатком этого способа является то, что обработка производится не непосредственным воздействием на призабойную зону, а вытеснением нефти через нагнетательную скважину, а кроме того, состав включает кислотные экстракты нефтей нафтеновой природы, которые, реагируя со щелочью, пластовым флюидом и минералами коллектора, могут образовывать кольматанты. The disadvantage of this method is that the treatment is carried out not by direct impact on the bottom-hole zone, but by displacement of oil through the injection well, and in addition, the composition includes acid extracts of naphthenic oils, which, when reacted with alkali, reservoir fluid and reservoir minerals, can form .
Из известных способов наиболее близким и заявляемому является способ обработки призабойной зоны пласта [3], включающий закачку в призабойную зону щелочно-метанольного раствора до образования в ней щелочно-метанольной ванны с последующей выдержкой ее для реагирования с породами пласта, после чего продукты ее реакции закачивают дальше в пласт, а на ее место закачивают глинокислотный раствор, после реагирования глинокислотного раствора производят глубокое оттеснение его продуктов реакции в пласт, и скважину вводят в эксплуатацию, при этом глинокислотный раствор имеет следующий состав, мас.%:
40%-ный раствор плавиковой кислоты - 5-10
Катапин Ки-1 - 0,4-1,0
Сульфанол - 0,1-0,3
Сульфит натрия - 0,05-0,2
27%-ный раствор соляной кислоты - Остальное
При соотношении компонентов в щелочно-метанольной ванне, мас.%:
Гидроксиды щелочных металлов 10-40%-ной концентрации - 5,0-10,0
Метанол - 3,0-5,0
Углеводородный растворитель - Остальное
Недостатком этого способа является то, что при обработках пласта растворами, содержащими плавиковую и соляную кислоту, первой вступает в реакцию с кальцийсодержащими породами плавиковая кислота как более сильная, и при этом образуются ничем не растворимые кольматанты, например фторид кальция, трудноудаляемые из пласта, а также происходит разрушение герметизирующего цементного камня. Кроме того, при непосредственном контакте кислотного и щелочного растворов происходит частичная нейтрализация их, что уменьшает объемы активных веществ.Of the known methods, the closest and claimed is a method of treating the bottom-hole zone of the formation [3], which includes injecting an alkaline-methanol solution into the bottom-hole zone until an alkaline-methanol bath is formed in it, followed by soaking it to react with the formation rocks, after which its reaction products are pumped further into the formation, and in its place the clay-acid solution is pumped, after the clay-acid solution is reacted, its reaction products are deeply displaced into the reservoir, and the well is put into operation, while glinokislotny solution has the following composition, wt.%:
40% hydrofluoric acid solution - 5-10
Catapine Ki-1 - 0.4-1.0
Sulfanol - 0.1-0.3
Sodium sulfite - 0.05-0.2
27% hydrochloric acid solution - The rest
When the ratio of components in an alkaline methanol bath, wt.%:
Alkali metal hydroxides of 10-40% concentration - 5.0-10.0
Methanol - 3.0-5.0
Hydrocarbon Solvent - Else
The disadvantage of this method is that when treating the formation with solutions containing hydrofluoric and hydrochloric acid, hydrofluoric acid first reacts with calcium-containing rocks as stronger, and in this case insoluble colmatants are formed, for example, calcium fluoride, which are difficult to remove from the formation, and sealing cement stone is destroyed. In addition, with direct contact of acid and alkaline solutions, their partial neutralization occurs, which reduces the volume of active substances.
Целью предлагаемого изобретения является повышение интенсивности обработки путем увеличения размеров фильтрационных каналов, а следовательно, проницаемости призабойной зоны скважины за счет растворения минералов цемента и части скелета коллектора. The aim of the invention is to increase the intensity of processing by increasing the size of the filtration channels, and therefore, the permeability of the bottomhole zone of the well due to the dissolution of the minerals of cement and part of the skeleton of the collector.
Поставленная цель достигается тем, что в известном способе обработки призабойной зоны пласта, включающем последующую закачку в пласт раствора, содержащего щелочь - гидроксид щелочного металла, и кислотного раствора, имеющего в своем составе плавиковую и соляную кислоты, между щелочными и кислотным растворами закачивают буферный раствор, а кислотный раствор вводят в два этапа: сначала раствор, содержащий соляную кислоту или азотную кислоту, а затем раствор, содержащий плавиковую кислоту, и производят освоение скважины без выдержки на реагирование в пласте, так как реагирование в точечном объеме порового канала происходит мгновенно. This goal is achieved by the fact that in the known method for treating the bottom-hole zone of the formation, which includes the subsequent injection into the formation of a solution containing alkali - alkali metal hydroxide, and an acid solution containing hydrofluoric and hydrochloric acids, a buffer solution is injected between alkaline and acid solutions, and the acid solution is introduced in two stages: first, the solution containing hydrochloric acid or nitric acid, and then the solution containing hydrofluoric acid, and the well is developed without exposure to formation in the reservoir, since the response in the point volume of the pore channel occurs instantly.
При этом в качестве буферного раствора используют растворы солей хлоридов, фторидов или их смесей, концентрацию гидроксида щелочного металла принимают равной 10-50 мас. %, концентрацию раствора соляной кислоты - 12-30 мас.%, а плавиковой - 10-15 мас.%. In this case, solutions of salts of chlorides, fluorides or mixtures thereof are used as a buffer solution, the concentration of alkali metal hydroxide is taken to be 10-50 wt. %, the concentration of hydrochloric acid solution is 12-30 wt.%, and hydrofluoric acid is 10-15 wt.%.
В предлагаемом способе щелочной раствор - водный раствор гидроксида щелочного металла, например натрия (каустическая сода), производит растворение щелочно-растворимых минералов цемента коллектора, остатков бурового раствора, отмывает от пород тяжелые углеводороды, снижает вязкость нефти за счет омыления жирных кислот в нефти, в результате чего происходит повышение проницаемости для кислоты, снижение вязкости пластового флюида и оттеснение его в удаленную призабойную зону, а при возвратном движении - удаление коллоидных и твердых продуктов реакции кислотного раствора; буферный раствор предназначен для недопущения смешивания щелочного и кислотного растворов и реакции нейтрализации между ними; раствор соляной кислоты растворяют кислоторастворимые минералы коллектора, а также твердые и коллоидные продукты реакции щелочного раствора; а раствор плавиковой кислоты - минералы, оставшиеся после реагирования с соляной кислотой. In the proposed method, an alkaline solution - an aqueous solution of an alkali metal hydroxide, for example sodium (caustic soda), dissolves alkali-soluble minerals of cement of the reservoir, residues of the drilling fluid, washes heavy hydrocarbons from the rocks, reduces the viscosity of the oil by saponification of fatty acids in oil, As a result, there is an increase in acid permeability, a decrease in the viscosity of the formation fluid and its displacement into the remote bottomhole zone, and with the return movement, the removal of colloidal and solid products kt of the reaction of the acid solution; the buffer solution is designed to prevent mixing of alkaline and acid solutions and the neutralization reaction between them; a solution of hydrochloric acid dissolves acid-soluble minerals of the collector, as well as solid and colloidal reaction products of an alkaline solution; and a solution of hydrofluoric acid is the minerals remaining after reaction with hydrochloric acid.
Объемы растворов определяют по обычной методике, исходя из выбранного условного радиуса обработки призабойной зоны эффективной мощности пласта и пористости коллектора, а концентрации рабочих щелочного и кислотных растворов - из количества щелоче- и кислоторастворимых минералов цемента коллектора, концентрацию буферного раствора рассчитывают таким образом, чтобы плотность его была промежуточной между плотностями щелочного и кислотных растворов. Тем самым, предложенный способ обеспечивает индивидуальный подход к интенсификации каждой скважины. The volume of solutions is determined by the usual method, based on the selected conditional radius of the bottomhole treatment of the effective reservoir thickness and porosity of the reservoir, and the concentration of working alkaline and acid solutions from the amount of alkali and acid-soluble minerals of the cement of the reservoir, the concentration of the buffer solution is calculated so that its density was intermediate between the densities of alkaline and acid solutions. Thus, the proposed method provides an individual approach to the stimulation of each well.
Освоение скважины производят сразу после полной продавки в призабойную зону кислотных растворов, так как выдержка на реагировании не имеет смысла, поскольку в условиях порового пространства пласта активные компоненты растворов расходуются полностью при большой скорости протекания реакций. Well development is carried out immediately after the complete completion of acidic injections into the bottomhole zone, since exposure to the reaction does not make sense, since in the pore space of the formation, the active components of the solutions are completely consumed at a high reaction rate.
Пример расчета концентрации на 1 м3 коллектора (данные условные).An example of calculating the concentration per 1 m 3 of the collector (conditional data).
Эффективная (открытая) пористость коллектора 20%, объем пор, заполненный цементом, 15%, в том числе щелочерастворимые минералы (опал-СТ, галлуазит) 40% от объема заполненных пор; кислоторастворимые силикаты и алюмосиликаты (монтмориллонит, хлорит) 45%, гидроокислы железа 10%, карбонаты (кальцит, доломит) 5%. Реактивы - гидроксид натрия, соляная и плавиковая кислоты, буферный раствор - хлористый натрий. Плотность минералов (с учетом рыхлости агрегатов цемента): карбонаты 2,75; гидроокиси железа 3,0; кислоторастворимые силикаты 1,8: опал-СТ 1,9; галлуазит 1,9; масса минералов в 1 м3 коллектора : карбонаты 20,6 кг; гидроокислы железа 45 кг, кислоторастворимые силикаты 121 кг, опал-СТ 60 кг, галлуазит 60 кг. По данным экспериментов растворение происходит примерно в 85% видимых заполненных пор, в то время как при использовании только соляной кислоты растворение происходит только в половине пор, остальные по разным причинам недоступны для кислотных растворов. Поэтому в расчетах количества соляной кислоты применяется коэффициент 0,5, а количество плавиковой кислоты - 0,9. С учетом этого расход соляной кислоты на растворение карбонатов 7,9 кг, гидроокиси железа 15,3 кг, кислоторастворимых силикатов 55,3 кг, необходимой избыток соляной кислоты для поддержания pH< 2,5 1 кг, плавиковой 0,9 кг.The effective (open) porosity of the reservoir is 20%, the pore volume filled with cement, 15%, including alkali-soluble minerals (opal-ST, halloysite) 40% of the volume of filled pores; acid-soluble silicates and aluminosilicates (montmorillonite, chlorite) 45%,
Объем открытых пор 200 л, а с учетом увеличения объема порового пространства при частичном растворении цемента 300 л. Отсюда концентрация раствора соляной кислоты должна составлять 22 мас.%, а плавиковой 10 мас.%. Концентрация щелочного раствора учитывает расход щелочи на растворение опала-СТ 40 кг, и галлуазита 32,6 кг. Кроме того, при реакциях кислоты с силикатами образуется 44,3 кг гидрогеля кремнекислоты, на реакцию с которым нужно 40,3 кг щелочи. С учетом избытка щелочи. С учетом избытка щелочи на поддержание pH > 12 (1 кг) общее ее количество равно 112,9 кг. Объем открытия пор 200 л, а с учетом частичного растворения минералов цемента в процессе движения щелочного раствора - 220 л. Тогда концентрация щелочного раствора равна 50 мас.%. Раствор соляной кислоты расчетной концентрации имеет плотность 1,14 т/м3, щелочной - 1,4 т/м3, плавиковой кислоты - 1,1 т/м3, соответственно, буферный раствор должен иметь плотность 1,2 т/м3, что соответствует концентрации хлористого натрия 20 мас.%.The volume of open pores is 200 l, and taking into account the increase in pore space with a partial dissolution of cement 300 l. Hence, the concentration of the hydrochloric acid solution should be 22 wt.%, And
Щелочной раствор перед подачей в скважину подогревают до температуры 25-80oC в зависимости от пластовой температуры и температуры наружного воздуха: при пластовой температуре 70 - 80oC нагрев минимальный, а при меньших - по верхнему пределу, так как растворение идет только в горячих щелочах.The alkaline solution is heated to a temperature of 25-80 o C before being fed into the well, depending on the formation temperature and the outdoor temperature: at formation temperature of 70 - 80 o C, heating is minimal, and at lower temperatures, the upper limit, since dissolution occurs only in hot alkalis.
Все применяемые в заявленном способе вещества известны, все они применяются для тех же или сходных целей, однако применение их в одном процессе, последовательность введения, функциональное назначение и взаимодействие, а также концентрации и метод их расчета существенно отличают заявляемое решение от известных, включая прототип, что позволяет сделать вывод о соответствии критериям "изобретательский уровень" и "новизна". All substances used in the claimed method are known, they are all used for the same or similar purposes, however, their use in one process, the sequence of administration, functionality and interaction, as well as concentration and method of their calculation significantly distinguish the claimed solution from the known ones, including the prototype, which allows us to conclude that the criteria of "inventive step" and "novelty" are met.
Заявляемый способ проверен лабораторными экспериментами и испытан в промышленных условиях на семи скважинах Уренгойского месторождения. Лабораторные эксперименты состояли в последовательном прокачивании через водо- и керосинонасыщенные образцы в пластовых или близких к ним условиях (Pобж.=20 - 30 МПа, Pвх.=17 - 24 МПа, P=0,3 - 1,0 МПа, T=70 - 82oC.) растворов гидрооксида натрия с концентрацией 10 - 50 мас.%; хлористого и азото-кислого натрия с суммарной концентрацией 10 - 25 мас.%, раствор соляной кислоты и смеси соляной и азотной кислот с концентрацией 12 - 30 мас.%, растворов плавиковой кислоты с концентрацией 10 - 15 мас.% с последующим реверсирование (обратным движением отработанных растворов) и изменением проницаемости по воде или керосину до и после эксперимента. В результате экспериментов проницаемость увеличилась на 20 - 100% и более. В результате промышленных обработок по предложенному способу 6 скважин, ранее простаивавшие из-за низкого дебита, введены на фонтанный режим, а одна увеличила продуктивность более, чем в 12 раз.The inventive method is tested by laboratory experiments and tested in industrial conditions at seven wells of the Urengoy field. Laboratory experiments consisted of sequential pumping through water and kerosene saturated samples in reservoir or close to them conditions (P calc. = 20 - 30 MPa, P in. = 17 - 24 MPa, P = 0.3 - 1.0 MPa, T = 70 - 82 o C.) solutions of sodium hydroxide with a concentration of 10 to 50 wt.%; sodium chloride and nitric acid with a total concentration of 10 - 25 wt.%, a solution of hydrochloric acid and a mixture of hydrochloric and nitric acids with a concentration of 12 - 30 wt.%, hydrofluoric acid solutions with a concentration of 10 - 15 wt.% followed by reversal (reverse the movement of waste solutions) and the change in permeability to water or kerosene before and after the experiment. As a result of experiments, permeability increased by 20 - 100% or more. As a result of industrial treatments according to the proposed method, 6 wells that were previously idle due to low flow rates were put into fountain mode, and one increased productivity by more than 12 times.
В таблице приведены результаты промышленных испытаний предлагаемого способа. The table shows the results of industrial tests of the proposed method.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96104455A RU2110678C1 (en) | 1996-03-05 | 1996-03-05 | Method for treating bottom-hole zone of bed |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96104455A RU2110678C1 (en) | 1996-03-05 | 1996-03-05 | Method for treating bottom-hole zone of bed |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2110678C1 true RU2110678C1 (en) | 1998-05-10 |
| RU96104455A RU96104455A (en) | 1998-06-27 |
Family
ID=20177753
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96104455A RU2110678C1 (en) | 1996-03-05 | 1996-03-05 | Method for treating bottom-hole zone of bed |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2110678C1 (en) |
Cited By (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2166626C1 (en) * | 2000-07-03 | 2001-05-10 | Гребенников Валентин Тимофеевич | Method of well reagent treatment |
| RU2173776C2 (en) * | 1999-04-20 | 2001-09-20 | Позднышев Геннадий Николаевич | Composition for exposing productive formation and method for utilization thereof |
| RU2182658C1 (en) * | 2001-08-29 | 2002-05-20 | Беляев Юрий Александрович | Process of treatment of face zone of well |
| RU2184364C1 (en) * | 2001-03-01 | 2002-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method for determining changes in threshold filed of rock specimen in acid compounds |
| RU2198290C1 (en) * | 2001-12-17 | 2003-02-10 | ООО "Уренгойгазпром" ОАО "Газпром" | Method of treatment of bottom-hole formation zone |
| RU2222697C1 (en) * | 2002-10-10 | 2004-01-27 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Process of bottom-hole treatment |
| RU2228434C1 (en) * | 2003-07-07 | 2004-05-10 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГеотехноКИН" | Method for preserving collector properties of well adjacent portion of productive layer |
| RU2245994C1 (en) * | 2004-04-29 | 2005-02-10 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Method for preserving collecting properties of productive bed well-adjacent area |
| RU2278967C1 (en) * | 2005-07-25 | 2006-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for bottomhole zone of terrigenous formation treatment |
| RU2301330C1 (en) * | 2005-12-19 | 2007-06-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уральский государственный технический университет-УПИ" | Method for performing thermo-chemical processing of face zone |
| RU2338062C1 (en) * | 2007-01-22 | 2008-11-10 | Государственное общеобразовательное учреждение высшего профессионального образования "Уральский государственный технический университет-УПИ" | Device for treatment of bottom hole zone of oil and gas well |
| RU2425971C1 (en) * | 2010-08-20 | 2011-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Mud acid treatment method of bottom-hole zone |
| RU2451175C1 (en) * | 2010-12-15 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of bottom-hole zone treatment of low-permeable terrigenous formations (versions) |
| CN116792063A (en) * | 2023-03-09 | 2023-09-22 | 太原理工大学 | Low-permeability coalbed acid-base synergistic permeability-increasing enhanced coalbed methane extraction method |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4371444A (en) * | 1980-01-16 | 1983-02-01 | Texaco Inc. | Process for secondary recovery |
-
1996
- 1996-03-05 RU RU96104455A patent/RU2110678C1/en active
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4371444A (en) * | 1980-01-16 | 1983-02-01 | Texaco Inc. | Process for secondary recovery |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. - М.: Недра, 1978, с. 256. 2. * |
Cited By (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2173776C2 (en) * | 1999-04-20 | 2001-09-20 | Позднышев Геннадий Николаевич | Composition for exposing productive formation and method for utilization thereof |
| RU2166626C1 (en) * | 2000-07-03 | 2001-05-10 | Гребенников Валентин Тимофеевич | Method of well reagent treatment |
| RU2184364C1 (en) * | 2001-03-01 | 2002-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method for determining changes in threshold filed of rock specimen in acid compounds |
| RU2182658C1 (en) * | 2001-08-29 | 2002-05-20 | Беляев Юрий Александрович | Process of treatment of face zone of well |
| RU2198290C1 (en) * | 2001-12-17 | 2003-02-10 | ООО "Уренгойгазпром" ОАО "Газпром" | Method of treatment of bottom-hole formation zone |
| RU2222697C1 (en) * | 2002-10-10 | 2004-01-27 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Process of bottom-hole treatment |
| RU2228434C1 (en) * | 2003-07-07 | 2004-05-10 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГеотехноКИН" | Method for preserving collector properties of well adjacent portion of productive layer |
| RU2245994C1 (en) * | 2004-04-29 | 2005-02-10 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Method for preserving collecting properties of productive bed well-adjacent area |
| RU2278967C1 (en) * | 2005-07-25 | 2006-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for bottomhole zone of terrigenous formation treatment |
| RU2301330C1 (en) * | 2005-12-19 | 2007-06-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уральский государственный технический университет-УПИ" | Method for performing thermo-chemical processing of face zone |
| RU2338062C1 (en) * | 2007-01-22 | 2008-11-10 | Государственное общеобразовательное учреждение высшего профессионального образования "Уральский государственный технический университет-УПИ" | Device for treatment of bottom hole zone of oil and gas well |
| RU2425971C1 (en) * | 2010-08-20 | 2011-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Mud acid treatment method of bottom-hole zone |
| RU2451175C1 (en) * | 2010-12-15 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of bottom-hole zone treatment of low-permeable terrigenous formations (versions) |
| CN116792063A (en) * | 2023-03-09 | 2023-09-22 | 太原理工大学 | Low-permeability coalbed acid-base synergistic permeability-increasing enhanced coalbed methane extraction method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2110678C1 (en) | Method for treating bottom-hole zone of bed | |
| US4056146A (en) | Method for dissolving clay | |
| US3543856A (en) | Method of acidizing wells | |
| US4162707A (en) | Method of treating formation to remove ammonium ions | |
| US5183112A (en) | Method for scale removal in a wellbore | |
| US4676318A (en) | Method of reducing permeability in subterranean formation by use of alkali metal silicate foam | |
| US20060142166A1 (en) | Method using particulate chelates to stimulate production of petroleum in carbonate formations | |
| CN105370260B (en) | A kind of spontaneous hydrochloric acid acidization tool suitable for carbonate reservoir | |
| RU2052086C1 (en) | Process of working of well in carbonate collector | |
| US3853771A (en) | Process for dispersing cellular micro-organisms with chelating aqueous alkaline surfactant systems | |
| RU2261323C1 (en) | Treatment method for bottomhole area of terrigenous bed of gas well under abnormal low pressure | |
| US2161085A (en) | Treatment of wells | |
| RU2059804C1 (en) | Composition for treatment of critical zone of carbonate stratum | |
| RU2198290C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole formation zone | |
| RU2125154C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2114991C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| US2217676A (en) | Treatment of wells | |
| RU2070963C1 (en) | Method for intensification of operation of oil-gas-producing wells | |
| US2796936A (en) | Acidizing wells | |
| RU2103496C1 (en) | Method for increasing injectivity of terrigenous clay-bearing bed | |
| RU2172824C1 (en) | Method of treatment and demudding of bottom-hole zone of development wells | |
| SU1268715A1 (en) | Method of preventing deposition of inorganic salts in oilfield equipment | |
| US3283816A (en) | Acidizing wells | |
| RU1838597C (en) | Method for treatment of bottom-hole formation zone | |
| US3782471A (en) | Dispersing cellular-micro-organisms with chelating aqueous alkaline surfactant systems |