RU2451169C1 - Method of formation face zone development - Google Patents
Method of formation face zone development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2451169C1 RU2451169C1 RU2011118248/03A RU2011118248A RU2451169C1 RU 2451169 C1 RU2451169 C1 RU 2451169C1 RU 2011118248/03 A RU2011118248/03 A RU 2011118248/03A RU 2011118248 A RU2011118248 A RU 2011118248A RU 2451169 C1 RU2451169 C1 RU 2451169C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- reagents
- reagent
- gas
- sodium nitrite
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 19
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 45
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Substances [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 40
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 claims abstract description 21
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 19
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 5
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000012445 acidic reagent Substances 0.000 claims description 14
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 9
- 238000005188 flotation Methods 0.000 claims description 7
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 7
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 5
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 5
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 239000008396 flotation agent Substances 0.000 abstract 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 abstract 1
- PVGBHEUCHKGFQP-UHFFFAOYSA-N sodium;n-[5-amino-2-(4-aminophenyl)sulfonylphenyl]sulfonylacetamide Chemical compound [Na+].CC(=O)NS(=O)(=O)C1=CC(N)=CC=C1S(=O)(=O)C1=CC=C(N)C=C1 PVGBHEUCHKGFQP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 34
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 21
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 20
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 17
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 16
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 10
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 6
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 6
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hcl hcl Chemical compound Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 6
- IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-N Nitrous acid Chemical compound ON=O IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910000041 hydrogen chloride Inorganic materials 0.000 description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 5
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Natural products CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N Oxalic acid Natural products OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 2
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Natural products OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- -1 ferric iron ions Chemical class 0.000 description 2
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N hydrofluoric acid Substances F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K iron trichloride Chemical compound Cl[Fe](Cl)Cl RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000000018 nitroso group Chemical group N(=O)* 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- MGWGWNFMUOTEHG-UHFFFAOYSA-N 4-(3,5-dimethylphenyl)-1,3-thiazol-2-amine Chemical compound CC1=CC(C)=CC(C=2N=C(N)SC=2)=C1 MGWGWNFMUOTEHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N Fe3+ Chemical compound [Fe+3] VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021578 Iron(III) chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M Nitrite anion Chemical compound [O-]N=O IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 229940045714 alkyl sulfonate alkylating agent Drugs 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 1
- WKWYPZOBBMTLRI-UHFFFAOYSA-M azanium sodium chloride nitrite Chemical compound [NH4+].[Na+].[Cl-].[O-]N=O WKWYPZOBBMTLRI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 229910001447 ferric ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 description 1
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 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
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 235000006408 oxalic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 238000005554 pickling Methods 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- VFMPIADMFBRPAO-UHFFFAOYSA-M sodium urea nitrite Chemical compound N(=O)[O-].[Na+].NC(=O)N VFMPIADMFBRPAO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Cleaning And De-Greasing Of Metallic Materials By Chemical Methods (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам получения термопенокислотных составов, и может быть использовано на месторождениях, сложенных карбонатными и терригенными коллекторами при обработке призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин.The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for producing thermo-acid compositions, and can be used in fields composed of carbonate and terrigenous reservoirs when processing bottom-hole zones of injection and production wells.
Известна самогенерирующая пенная система, содержащая мочевину, нитрит щелочного или щелочно-земельного металла, поверхностно-активное вещество (ПАВ), кислоту, уротропин и воду (см. авт. св. СССР №1035201, МКИ E21B 43/25, опубл. 1983 г.). В ходе протекания химической реакции между исходными компонентами выделяются пенообразующие газы диоксид углерода и азот. Основным недостатком данного состава является быстрое разрушение пены и, как следствие, невысокая эффективность использовании данного состава при обработке скважины.Known self-generating foam system containing urea, nitrite of an alkali or alkaline earth metal, surface-active substance (surfactant), acid, urotropin and water (see ed. St. USSR No. 1035201, MKI E21B 43/25, publ. 1983, .). During the course of the chemical reaction between the starting components, foaming gases are released carbon dioxide and nitrogen. The main disadvantage of this composition is the rapid destruction of the foam and, as a consequence, the low efficiency of the use of this composition in well treatment.
Известен способ кислотной обработки зоны пласта, включающий последовательную закачку высоковязкой нефти, газа, кислотного раствора и продавочной жидкости. В качестве газа используется воздух или азот, получаемый испарением из жидкой фазы непосредственно на месте обработки (см. авт. св. СССР №969891, МКИ E21B 43/27, опубл. 1982 г.). Данная операция представляет собой сложный дорогостоящий технологический процесс.A known method of acid treatment of the formation zone, comprising sequential injection of highly viscous oil, gas, acid solution and squeezing liquid. The gas used is air or nitrogen obtained by evaporation from the liquid phase directly at the treatment site (see ed. St. USSR No. 969891, MKI E21B 43/27, published in 1982). This operation is a complex and expensive process.
Известен пенообразующий состав для освоения и промывки скважин и способ его применения, в котором пенообразующий состав содержит хлористый аммоний нитрит натрия, алкилфосфат «Химеко» и воду, а способ заключается в закачке указанного пенообразующего состава, продавке его в пласт нефтью или минерализованной водой, закрытии скважины, выдержке и пуске скважины на самоизлив (см. патент РФ №2250364, МКИ E21B 43/22, опубл. 2005 г.)Known foaming composition for the development and washing of wells and a method for its use, in which the foaming composition contains ammonium chloride sodium nitrite, Himeko alkylphosphate and water, and the method consists in injecting the specified foaming composition, pushing it into the formation with oil or mineralized water, closing the well , exposure and start-up of a well for self-discharge (see RF patent No. 2250364, MKI E21B 43/22, publ. 2005)
Наиболее близким по заявленной сущности и достигаемому эффекту является способ обработки призабойной зоны добывающих скважин путем закачки азотгенерирующих реагентов - смеси нитрита натрия с мочевиной и сульфаминовой кислотой или нитрита натрия с солью аммония или сульфаминовой кислотой совместно с ПАВ и декольматирующих реагентов - кислоты, и/или ПАВ, или органического растворителя, с последующей продавкой их в пласт (см. патент РФ №2373385, МКИ E21B 43/25, опубл. 2009 г.).The closest in claimed essence and achieved effect is a method of treating the bottom-hole zone of producing wells by injecting nitrogen generating reagents - a mixture of sodium nitrite with urea and sulfamic acid or sodium nitrite with ammonium salt or sulfamic acid together with surfactants and decolating reagents - acid, and / or surfactant , or an organic solvent, followed by their sale in the reservoir (see RF patent No. 2373385, MKI E21B 43/25, publ. 2009).
Основными недостатками известного состава являются малое количество образующейся пены и быстрое ее разрушение, использование растворителей, дополнительно снижающих пенообразование, использование большого разбавления реагентов, что приводит к снижению доли свободного газа в образуемой пене за счет сжимания и растворения газов при пластовом давлении, а также отсутствие компонентов для стабилизации ионов трехвалентного железа. Отсутствие в известном составе компонентов для стабилизации ионов трехвалентного железа, вносимых с технологического оборудования при растворении ржавчины, или содержащегося в технической кислоте, в условиях кислотных и пенокислотных обработок приводит к образованию кислотно-нефтяного шлама и высоковязких нефтекислотных эмульсий, вторично кольматирующих зону обработки, что приводит к значительному снижению ее эффективности. Использование растворителей дополнительно, и довольно сильно, снижает пенообразование.The main disadvantages of the known composition are the small amount of foam formed and its rapid destruction, the use of solvents that further reduce foaming, the use of a large dilution of reagents, which leads to a decrease in the fraction of free gas in the foam due to compression and dissolution of gases at reservoir pressure, as well as the absence of components to stabilize ferric ions. The absence in the known composition of components for stabilizing ferric iron ions introduced from technological equipment during the dissolution of rust, or contained in technical acid, under conditions of acid and foam acid treatments leads to the formation of acid-oil sludge and highly viscous oil-acid emulsions, secondarily clogging the treatment zone, which leads to a significant decrease in its effectiveness. The use of solvents additionally, and rather strongly, reduces foaming.
Также к недостаткам известного состава можно отнести недостаточную полноту протекания реакции, выраженную в объеме образующихся газов. Основываясь на стехиометрии протекания реакции газообразования, авторы предполагают получение 112 м3 (н.у.) газов из приведенного выше состава и выделение 1419990 кДж тепла. Однако стехиометрическое соотношение мочевины и нитрита натрия не позволяет получить полное газовыделение и, как следствие, наблюдается снижение теплового эффекта и общей эффективности реагента. Снижение газовыделения от теоретически возможного происходит за счет протекания в значительной степени побочных процессов разложения промежуточно образующейся азотистой кислоты до нитрозо-газов, являющихся сильными окислителями, способными также приводить к осмолению нефти и осадкообразованию.Also, the disadvantages of the known composition include the insufficient completeness of the reaction, expressed in the volume of gases formed. Based on the stoichiometry of the gas formation reaction, the authors suggest the production of 112 m 3 (ns) of gases from the above composition and the release of 1419990 kJ of heat. However, the stoichiometric ratio of urea and sodium nitrite does not allow full gas evolution and, as a result, a decrease in the thermal effect and the overall efficiency of the reagent is observed. The decrease in gas evolution from the theoretically possible one occurs due to the occurrence of largely secondary processes of decomposition of the intermediate nitrous acid to nitroso gases, which are strong oxidizing agents that can also lead to oil resinification and precipitation.
Задачей настоящего изобретения является создание способа обработки призабойной зоны пласта, позволяющего получить стабильную пену с максимальной долей полезных газов (азот, диоксид углерода) на объем жидкости и не образующей с нефтью продуктов взаимодействия (нефтекислотного шлама, вязких кислотных эмульсий), а также позволяющего за счет одновременного воздействия на призабойную зону теплом, пеной и кислотой увеличить приемистость нагнетательной скважины и приток к добывающим скважинам, включить в разработку ранее не охваченные воздействием непроницаемые зоны.The objective of the present invention is to provide a method for processing the bottom-hole zone of the formation, which allows to obtain a stable foam with a maximum fraction of useful gases (nitrogen, carbon dioxide) per volume of liquid and not forming interaction products with oil (oil acid sludge, viscous acid emulsions), and also allowing simultaneous impact on the bottom-hole zone with heat, foam and acid to increase the injectivity of the injection well and inflow to production wells, to include in the development previously not covered air impervious zones.
Поставленная задача решается путем создания способа обработки призабойной зоны пласта путем закачки газогенерирующего и кислотного реагентов, отличающегося тем, что в качестве газогенерирующего реагента используют водный раствор мочевины с нитритом натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:The problem is solved by creating a method for treating the bottomhole formation zone by pumping gas generating and acidic reagents, characterized in that an aqueous solution of urea with sodium nitrite is used as the gas generating reagent in the following ratio of components, wt.%:
а в качестве кислотного реагента используют водный раствор неорганической кислоты с поверхностно-активным веществом, стабилизатором железа и флотореагентом при следующем соотношении компонентов, мас.%:and as an acid reagent, an aqueous inorganic acid solution with a surfactant, an iron stabilizer and a flotation reagent is used in the following ratio of components, wt.%:
причем соотношение газогенерирующего и кислотного реагентов составляет 1:(1-3), а после закачки реагентов проводят выдержку.moreover, the ratio of gas generating and acidic reagents is 1: (1-3), and after the injection of reagents, exposure is carried out.
В вариантах выполнения способа кислотный реагент дополнительно содержит ингибитор коррозии в количестве 0,01-1,5 мас.%., а закачку реагентов проводят циклически.In embodiments of the method, the acid reagent further comprises a corrosion inhibitor in an amount of 0.01-1.5 wt.%., And the reagents are injected cyclically.
Для выполнения способа обработки призабойной зоны пласта используют:To perform the method of processing the bottom-hole formation zone, use:
- нитрит натрия, NaNO2, технический, ГОСТ 19906-74;- sodium nitrite, NaNO 2 , technical, GOST 19906-74;
- мочевину по ГОСТ 2081-92;- urea according to GOST 2081-92;
- неорганические кислоты:- inorganic acids:
- 23%-ную ингибированную соляную кислоту (HCl) по ТУ 2458-264-05765670-99 с изм 1;- 23% inhibited hydrochloric acid (HCl) according to TU 2458-264-05765670-99 with
- плавиковую кислоту (HF) по ГОСТ 10484-78;- hydrofluoric acid (HF) according to GOST 10484-78;
- или их смеси.- or mixtures thereof.
В качестве поверхностно-активного вещества используют:As a surfactant use:
- реагент ИТПС-04Э по ТУ 2458-003-27913102-2003, представляющий собой комплекс катионных и амфотерных ПАВ;- reagent ITPS-04E according to TU 2458-003-27913102-2003, which is a complex of cationic and amphoteric surfactants;
- сульфанол по ТУ 2481-004-48482528-99;- sulfanol according to TU 2481-004-48482528-99;
- неонол БС-1 по ТУ 2483-005-48482528-99;- Neonol BS-1 according to TU 2483-005-48482528-99;
- неонол АФ 9-12 по ТУ 2483-077-05766801-98.- Neonol AF 9-12 according to TU 2483-077-05766801-98.
В качестве стабилизатора железа используют:As an iron stabilizer use:
- реагент ИТПС-708 по ТУ 2478-009-27913102-2007, представляющий собой комбинацию органических кислот с комплексонами, позволяющий минимизировать проблемы, связанные с осадкообразованием;- reagent ITPS-708 according to TU 2478-009-27913102-2007, which is a combination of organic acids with complexones, which minimizes the problems associated with precipitation;
- лимонную кислоту по ГОСТ 3652-69;- citric acid according to GOST 3652-69;
- уксусную кислоту по ГОСТ 19814-74;- acetic acid according to GOST 19814-74;
- щавелевую кислоту по ТУ 2431-001-55980238.- oxalic acid according to TU 2431-001-55980238.
В качестве флотореагента используют реагент ИТПС-011 по ТУ 2458-015-27913102-2010, представляющий собой смесь водорастворимых оксиэтилированных высокомолекулярных соединений, алкилсульфонатов, повышающих стабильность пен во времени.As a flotation reagent, ITPS-011 reagent according to TU 2458-015-27913102-2010 is used, which is a mixture of water-soluble hydroxyethylated high molecular weight compounds, alkyl sulfonates that increase the stability of foams over time.
В качестве ингибитора коррозии используют:As a corrosion inhibitor use:
- Dodicor 2725®, производство фирмы «Clariant», США;- Dodicor 2725®, manufactured by Clariant, USA;
- DANOXC1-501®- DANOXC1-501®
- СОЛИНГ по ТУ 2499-043-53501222-2004.- SOLING in accordance with TU 2499-043-53501222-2004.
За счет взаимодействия всех компонентов в указанных количествах значительно увеличивается газовыделяющая способность образующегося в пласте термопенокислотного состава, повышается стабильность и флотационные характеристики пены относительно механических примесей, песка, асфальтено-смолопарафиновых отложений, а при обработке призабойной зоны пласта очищается призабойная зона пласта, увеличивается охват пласта воздействием, понижается вязкость нефти, что облегчает ее вытеснение из пор пласта.Due to the interaction of all components in the indicated amounts, the gas-emitting ability of the thermo-acid composition formed in the formation is significantly increased, the stability and flotation characteristics of the foam relative to mechanical impurities, sand, asphaltene-resin-paraffin deposits are increased, and when the bottom-hole zone is treated, the bottom-hole zone of the formation is cleaned, and the coverage of the formation is increased by exposure , decreases the viscosity of the oil, which facilitates its displacement from the pores of the reservoir.
В заявляемом способе максимальное газообразование достигается за счет применения оптимизированного нами соотношения газообразующих и кислотных реагентов.In the inventive method, maximum gas formation is achieved through the use of an optimized ratio of gas-forming and acidic reagents.
Способ обработки призабойной зоны заключается в одновременной или последовательной закачке заранее приготовленных в отдельных емкостях газогенерирующего реагента и кислотного реагента. После закачки реагентов проводят выдержку в течение 1-12 часов для полного реагирования компонентов. Объемы закачиваемых реагентов, кратность обработки определяют по геологофизическим параметрам призабойной зоны, состоянием ее обработки, текущими и планируемыми показателями работы скважины.The method of processing the bottom-hole zone consists in the simultaneous or sequential injection of gas-generating reagent and acid reagent prepared in separate tanks in separate containers. After injection of the reagents, exposure is carried out for 1-12 hours for the complete reaction of the components. The volumes of injected reagents, the multiplicity of processing is determined by the geological and physical parameters of the bottom-hole zone, the state of its processing, current and planned indicators of the well’s operation.
В процессе взаимодействия закаченных реагентов реакционная смесь разогревается до 70-80°C.During the interaction of the injected reagents, the reaction mixture is heated to 70-80 ° C.
В основе получения термопенокислотного состава лежит химическая реакцияThe basis of obtaining thermo-acid composition is a chemical reaction
Теоретически из мольного соотношения мочевины и нитрита натрия 1:2 должно образовываться 3 моля смеси азота и углекислого газа. Однако в действительности процесс протекает более сложно.Theoretically, from the molar ratio of urea to sodium nitrite 1: 2, 3 moles of a mixture of nitrogen and carbon dioxide should be formed. However, in reality, the process is more complicated.
Во-первых, при смешении соляной кислоты и нитрита натрия происходит образование азотистой кислотыFirstly, when hydrochloric acid and sodium nitrite are mixed, nitrous acid is formed
Далее происходит взаимодействие азотистой кислоты и мочевиныNext, the interaction of nitrous acid and urea
Вместе с тем, поскольку азотистая кислота является нестабильной, в условиях реакции она разлагается по следующему механизму:However, since nitrous acid is unstable, under the reaction conditions, it decomposes according to the following mechanism:
что приводит к выделению в ходе реакции нитрозо-газов (смесь монооксида и диоксида азота) и снижению общего объема практически полезного газа за счет расходования нитрита натрия на побочные процессы.which leads to the release of nitroso gases during the reaction (a mixture of monoxide and nitrogen dioxide) and a decrease in the total volume of practically useful gas due to the consumption of sodium nitrite for side processes.
Теоретический расчет показал, что из 1 г нитрита натрия по уравнению (1) должно выделяться 487 мл газа (N2+СO2). При протекании побочного процесса разложения азотистой кислоты (4) полный объем газа должен составлять 216 мл. Таким образом, измеряя объем выделившегося газа, можно судить о полноте протекания реакции.Theoretical calculation showed that from 1 g of sodium nitrite, according to equation (1), 487 ml of gas (N 2 + CO 2 ) should be released. When a side process of decomposition of nitrous acid (4) occurs, the total volume of gas should be 216 ml. Thus, by measuring the volume of gas released, we can judge the completeness of the reaction.
Для определения оптимального соотношения мочевины и нитрита натрия, позволяющего получить максимально возможный объем газов по реакции (1), изучено взаимодействие составов с различным соотношением указанных реагентов с избыточным количеством соляной кислоты. Образующиеся в результате протекания реакции при прибавлении соляной кислоты к раствору мочевины и нитрита натрия газообразные продукты улавливались в мерном газосборнике.To determine the optimal ratio of urea and sodium nitrite, which allows to obtain the maximum possible volume of gases by reaction (1), we studied the interaction of compounds with different ratios of these reagents with an excess of hydrochloric acid. Gaseous products formed as a result of the reaction with the addition of hydrochloric acid to a solution of urea and sodium nitrite were trapped in a measured gas collector.
Результаты лабораторных исследований приведены в таблице 1, из которой следует, что стехиометрическое соотношение мочевины и нитрита натрия не позволяет получить теоретически возможное количество газов. Оптимальное соотношение исходных реагентов мочевины и нитрита натрия для получения максимально приближенного к теоритическому образования практически полезных газов (азот, углекислый газ) находится в диапазоне 1,75:1 или 2:1.The results of laboratory studies are shown in table 1, from which it follows that the stoichiometric ratio of urea and sodium nitrite does not allow to obtain the theoretically possible amount of gases. The optimal ratio of the initial reagents of urea and sodium nitrite to obtain as close as possible to the theoretical formation of practically useful gases (nitrogen, carbon dioxide) is in the range of 1.75: 1 or 2: 1.
Оценку эффективности образующихся заявляемого и известного составов проводят в лабораторных условиях. Сущность лабораторного исследования заключается в получении пены с добавкой хлорида железа (III) до содержания 2000 м.д. ионов железа.Evaluation of the effectiveness of the resulting claimed and known compounds is carried out in laboratory conditions. The essence of laboratory research is to obtain a foam with the addition of iron (III) chloride to a content of 2000 ppm. iron ions.
В отградуированную колбу объемом 5 л помещают газогенерирующий реагент и при встряхивании заливают кислотный реагент. При взаимодействии реагентов происходит выделение газов с одновременным выделением тепла и образованием пены. Отмечают время распада пены и определяют остаточную концентрацию хлористого водорода. Далее 50 мл образца состава смешивают с 50 мл нефти, тщательно перемешивают в течение 30 секунд и нагревают в термостате по 50°С. Через 30 минут смесь пропускают через сито с размером ячеек 150 мк и отмечают количество осадков и вязкой эмульсии. Результаты исследований приведены в таблице 2.A gas generating reagent is placed in a graduated 5-liter flask and, when shaken, the acid reagent is poured. During the interaction of the reagents, gas is released with the simultaneous release of heat and foam formation. The decay time of the foam is noted and the residual concentration of hydrogen chloride is determined. Next, 50 ml of a sample of the composition is mixed with 50 ml of oil, thoroughly mixed for 30 seconds and heated in a thermostat at 50 ° C. After 30 minutes, the mixture was passed through a sieve with a mesh size of 150 microns and the amount of precipitation and a viscous emulsion was noted. The research results are shown in table 2.
Пример 1 (заявляемый).Example 1 (claimed).
Газогенерирующий реагент, состоящий из 35,1 г мочевины, 20,9 г нитрита натрия и 44,0 г воды смешивают в колбе с кислотным реагентом, состоящим и 20,01 г соляной кислоты (в пересчете на хлороводород), 3,5 г ПАВ, 1,5 г стабилизатора железа, 7,1 г флотореагента, 0,9 г ингибитора коррозии и 66,99 г воды (см. таблицу 2, столбец 1).A gas generating reagent consisting of 35.1 g of urea, 20.9 g of sodium nitrite and 44.0 g of water is mixed in a flask with an acid reagent consisting of 20.01 g of hydrochloric acid (in terms of hydrogen chloride), 3.5 g of surfactant 1.5 g of iron stabilizer, 7.1 g of flotation reagent, 0.9 g of corrosion inhibitor and 66.99 g of water (see table 2, column 1).
Пример 2 (прототип).Example 2 (prototype).
Газогенерирующий реагент, состоящий из 7,2 г мочевины, 16,7 г нитрита натрия, 3,6 г нефтенола-К и 72,5 г воды, смешивают в колбе с кислотным реагентом, состоящим из 12 г соляной кислоты (в пересчете на хлороводород) и 88 г воды (см. таблицу 2, столбец 5).The gas generating reagent, consisting of 7.2 g of urea, 16.7 g of sodium nitrite, 3.6 g of neftenol-K and 72.5 g of water, is mixed in a flask with an acid reagent consisting of 12 g of hydrochloric acid (in terms of hydrogen chloride ) and 88 g of water (see table 2, column 5).
состоящим из 12 г соляной кислоты (в пересчете на хлороводород) и 88 г воды (см. таблицу 2, столбец 5).consisting of 12 g of hydrochloric acid (in terms of hydrogen chloride) and 88 g of water (see table 2, column 5).
Как видно из данных таблицы 2, при использовании заявляемого способа время распада пены увеличивается в 5-7,2 раза. При использовании заявляемых реагентов не образуется каких-либо кольматирующих отложений: кислотно-нефтяного шлама или высоковязких нефтекислотных эмульсий, снижающих эффективность обработки.As can be seen from the data of table 2, when using the proposed method, the decay time of the foam increases by 5-7.2 times. When using the inventive reagents, no settling deposits are formed: acid-oil sludge or highly viscous oil-acid emulsions that reduce the processing efficiency.
Для доказательства эффективности использования предлагаемого способа в промысловых условиях приводим пример обработки призабойной зоны.To prove the effectiveness of the proposed method in the field, we give an example of the treatment of the bottom-hole zone.
На устье скважины в одной емкости приготавливают 3 м3 газогенерирующего реагента, во второй емкости 7,5 м3 кислотного реагента. При заданных расходах реагенты подают насосами в НКТ. Изменение давления при обработке призабойной зоны представлено на фигуре 1. Перед закачкой реагентов закачивают протравочную порцию кислоты, при этом давление после ее закачки составляет 10 атм, а после закачки реагентов наблюдают рост давления до 45 атм, далее наблюдают спад давления, обусловленный очисткой призабойной зоны от кольматирующих элементов и поступлением новых порций состава в удаленные зоны пласта. После остановки на реагирование скважину разрежают. Результат от обработки - прирост по нефти увеличивается с 4,4 м3 до 15,8 м3, прирост по жидкости увеличивается с 17,0 м3 до 28,0 м3.At the wellhead, 3 m 3 of gas generating reagent are prepared in one tank, and 7.5 m 3 of acid reagent in the second tank. At given costs, the reagents are supplied by pumps to the tubing. The pressure change during the treatment of the bottom-hole zone is shown in Figure 1. Before the injection of the reagents, a pickling dose of acid is pumped in, the pressure after it is pumped up to 10 atm, and after the injection of the reagents, a pressure increase of up to 45 atm is observed, then the pressure drop due to cleaning the bottom-hole zone from clogging elements and the arrival of new portions of the composition in remote zones of the reservoir. After stopping the response, the well is cut. The result from processing - the increase in oil increases from 4.4 m 3 to 15.8 m 3 , the increase in liquid increases from 17.0 m 3 to 28.0 m 3 .
Таким образом, использование заявляемого изобретения позволяет за счет комплексного воздействия на призабойную зону пласта теплом, пеной и кислотой очистить призабойную зону пласта, увеличить охват пласта воздействием за счет включения в разработку ранее не охваченных низкопроницаемых зон, понизить вязкость нефти для облегчения ее вытеснения из пор пласта и в конечном результате увеличить прирост нефтиThus, the use of the claimed invention allows due to the complex effect on the bottom-hole formation zone with heat, foam and acid to clean the bottom-hole zone of the formation, increase the coverage of the formation by exposure due to the inclusion of previously unreached low-permeability zones, lower the viscosity of the oil to facilitate its displacement from the pores of the formation and ultimately increase oil growth
Claims (3)
а в качестве кислотного реагента используют водный раствор неорганической кислоты с поверхностно-активным веществом, стабилизатором железа и флотореагентом при следующем соотношении компонентов, мас.%:
причем соотношение газогенерирующего и кислотного реагентов составляет 1:(1-3), а после закачки реагентов проводят выдержку.1. The method of processing the bottom-hole zone of the formation by pumping gas generating and acid reagents, characterized in that as a gas generating reagent use an aqueous solution of urea with sodium nitrite in the following ratio, wt.%:
and as an acid reagent, an aqueous solution of an inorganic acid with a surfactant, an iron stabilizer and a flotation reagent is used in the following ratio of components, wt.%:
moreover, the ratio of gas generating and acidic reagents is 1: (1-3), and after the injection of the reagents, exposure is carried out.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011118248/03A RU2451169C1 (en) | 2011-05-05 | 2011-05-05 | Method of formation face zone development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011118248/03A RU2451169C1 (en) | 2011-05-05 | 2011-05-05 | Method of formation face zone development |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2451169C1 true RU2451169C1 (en) | 2012-05-20 |
Family
ID=46230788
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011118248/03A RU2451169C1 (en) | 2011-05-05 | 2011-05-05 | Method of formation face zone development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2451169C1 (en) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2523276C1 (en) * | 2013-09-17 | 2014-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" | Acidising composition for bottomhole formation zone |
| RU2525399C1 (en) * | 2013-09-17 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" | Acid emulsion for bottomhole formation zone |
| RU2527419C2 (en) * | 2012-09-13 | 2014-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Development method for oil and gas wells |
| RU2601887C1 (en) * | 2015-11-23 | 2016-11-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for acid treatment of bottomhole formation zone |
| RU2625129C1 (en) * | 2016-06-01 | 2017-07-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Acid emulsion for oil reservoir bottomhole zone processing |
| RU2638668C1 (en) * | 2016-11-23 | 2017-12-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of thermofoam-acid treatment of near-well zone of carbonate reservoir |
| RU2647136C1 (en) * | 2017-05-10 | 2018-03-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Method for processing bottomhole formation zone |
| RU2659440C1 (en) * | 2017-07-04 | 2018-07-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Composition for acid treatment of bottomhole formation zone |
| RU2659918C1 (en) * | 2017-08-03 | 2018-07-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Composition for acid treatment of bottomhole formation zone |
| RU2832755C1 (en) * | 2024-04-15 | 2024-12-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе" | Method for treatment of bottomhole zone of oil formation |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2034982C1 (en) * | 1992-07-24 | 1995-05-10 | Иванов Владислав Андреевич | Foaming composition for completing wells |
| US5979557A (en) * | 1996-10-09 | 1999-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for limiting the inflow of formation water and for stimulating subterranean formations |
| RU2165011C1 (en) * | 2000-01-25 | 2001-04-10 | Позднышев Геннадий Николаевич | Process of thermal and chemical treatment of face zone of pool |
| RU2181832C2 (en) * | 2000-04-10 | 2002-04-27 | Позднышев Геннадий Николаевич | Method of treatment of bottom-hole zone with chemical reagent |
| RU2250364C2 (en) * | 2003-04-15 | 2005-04-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Foam-forming compound for completing and washing wells and method for implementing said compound |
| RU2368769C2 (en) * | 2007-10-17 | 2009-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Оренбург " (ООО "Газпром добыча Оренбург") | Bottom-hole formation zone treatment method |
| RU2373385C1 (en) * | 2008-02-01 | 2009-11-20 | Виктор Николаевич Гусаков | Method for treatment of well bottom zones of production wells |
| RU2386803C1 (en) * | 2008-09-23 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Method of acidising of holebottom area treatment of terrigenous collector |
-
2011
- 2011-05-05 RU RU2011118248/03A patent/RU2451169C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2034982C1 (en) * | 1992-07-24 | 1995-05-10 | Иванов Владислав Андреевич | Foaming composition for completing wells |
| US5979557A (en) * | 1996-10-09 | 1999-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for limiting the inflow of formation water and for stimulating subterranean formations |
| RU2165011C1 (en) * | 2000-01-25 | 2001-04-10 | Позднышев Геннадий Николаевич | Process of thermal and chemical treatment of face zone of pool |
| RU2181832C2 (en) * | 2000-04-10 | 2002-04-27 | Позднышев Геннадий Николаевич | Method of treatment of bottom-hole zone with chemical reagent |
| RU2250364C2 (en) * | 2003-04-15 | 2005-04-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Foam-forming compound for completing and washing wells and method for implementing said compound |
| RU2368769C2 (en) * | 2007-10-17 | 2009-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Оренбург " (ООО "Газпром добыча Оренбург") | Bottom-hole formation zone treatment method |
| RU2373385C1 (en) * | 2008-02-01 | 2009-11-20 | Виктор Николаевич Гусаков | Method for treatment of well bottom zones of production wells |
| RU2386803C1 (en) * | 2008-09-23 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Method of acidising of holebottom area treatment of terrigenous collector |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2527419C2 (en) * | 2012-09-13 | 2014-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Development method for oil and gas wells |
| RU2523276C1 (en) * | 2013-09-17 | 2014-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" | Acidising composition for bottomhole formation zone |
| RU2525399C1 (en) * | 2013-09-17 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" | Acid emulsion for bottomhole formation zone |
| RU2601887C1 (en) * | 2015-11-23 | 2016-11-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for acid treatment of bottomhole formation zone |
| RU2625129C1 (en) * | 2016-06-01 | 2017-07-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Acid emulsion for oil reservoir bottomhole zone processing |
| RU2638668C1 (en) * | 2016-11-23 | 2017-12-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of thermofoam-acid treatment of near-well zone of carbonate reservoir |
| RU2647136C1 (en) * | 2017-05-10 | 2018-03-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Method for processing bottomhole formation zone |
| RU2659440C1 (en) * | 2017-07-04 | 2018-07-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Composition for acid treatment of bottomhole formation zone |
| RU2659918C1 (en) * | 2017-08-03 | 2018-07-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Composition for acid treatment of bottomhole formation zone |
| RU2832755C1 (en) * | 2024-04-15 | 2024-12-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе" | Method for treatment of bottomhole zone of oil formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2451169C1 (en) | Method of formation face zone development | |
| US9469804B2 (en) | Foaming composition with wettability modifying and corrosion inhibitory properties for high temperature and ultra-high salinity | |
| US8950494B2 (en) | Foamers for downhole injection | |
| CA2711905C (en) | Method for single-stage treatment of siliceous subterranean formations | |
| US8746341B2 (en) | Quaternary foamers for downhole injection | |
| CN106367054B (en) | A kind of Xie Shui lock agent and preparation method | |
| CN104968759B (en) | Method of treating oil-bearing subterranean formations containing carbonate rocks | |
| RU2272904C1 (en) | Dry acid composition to process terrigenous reservoirs and to remove clay from well bottom zone | |
| RU2494245C1 (en) | Treatment method of bottom-hole formation zone | |
| RU2261323C1 (en) | Treatment method for bottomhole area of terrigenous bed of gas well under abnormal low pressure | |
| RU2394062C1 (en) | Solid base for acidic composition and composition for treatment of bottomhole zone of carbonate bed | |
| RU2301248C1 (en) | Base of composition for oxygen treatment of terrigenous reservoir and declaying of bottomhole formation zone | |
| RU2545582C1 (en) | Composition and method for acid processing of bottom hole formation zone | |
| RU2778752C1 (en) | HEAVY WELL-KILLING LIQUID WITHOUT SOLID PHASE WITH A DENSITY OF UP TO 1450 kg/m3 | |
| RU2250364C2 (en) | Foam-forming compound for completing and washing wells and method for implementing said compound | |
| RU2554983C1 (en) | Method of acid treatment of bottom-hole zone of carbonate reservoir | |
| RU2824107C1 (en) | Acid composition for treatment of borehole zone of carbonate formation | |
| RU2799300C1 (en) | Intensifying composition based on surfactants and complexing agents for carbonate and mixed reservoirs | |
| RU2236575C2 (en) | Method of increasing oil recovery of low-permeation strata | |
| RU2776820C1 (en) | Chemical reagent for the treatment of the bottom-hole zone of the oil well formation | |
| RU2263205C1 (en) | Oil reservoir development method | |
| RU2178067C2 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2637537C1 (en) | Composition for preventing salt deposition in course of oil production | |
| RU2411276C1 (en) | Thermo- and salt-resistant mutual solvent for compositions used in oil extracting industry | |
| RU2319724C2 (en) | Acid system for cleaning leakage part of wells and bottomhole formation zone (options) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200506 |