RU2566344C1 - Method of treatment of bottomhole formation zone - Google Patents
Method of treatment of bottomhole formation zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2566344C1 RU2566344C1 RU2014132973/03A RU2014132973A RU2566344C1 RU 2566344 C1 RU2566344 C1 RU 2566344C1 RU 2014132973/03 A RU2014132973/03 A RU 2014132973/03A RU 2014132973 A RU2014132973 A RU 2014132973A RU 2566344 C1 RU2566344 C1 RU 2566344C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- volume
- waste
- production
- solution
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 57
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 146
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 58
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 57
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 47
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims abstract description 40
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 39
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 32
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 30
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 30
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 25
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 24
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 claims abstract description 23
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 claims abstract description 23
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 claims abstract description 21
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 21
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 21
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 20
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 claims abstract description 19
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000004744 fabric Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000001879 gelation Methods 0.000 claims description 16
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000000872 buffer Substances 0.000 claims description 15
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 10
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 9
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 3
- 238000012824 chemical production Methods 0.000 claims description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 3
- 239000002894 chemical waste Substances 0.000 claims 1
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 abstract description 18
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract description 3
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 abstract 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 53
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 18
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 13
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 8
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 6
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 6
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 6
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 238000003307 slaughter Methods 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M Methacrylate Chemical compound CC(=C)C([O-])=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 1
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 1
- -1 aluminum cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005660 hydrophilic surface Effects 0.000 description 1
- 230000003116 impacting effect Effects 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам обработки неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии разработки нефтяных и газовых месторождений, к способам изоляции водопритока, а именно к осадкогелеобразующим технологиям с использованием полимера акрилового ряда и разъедающих веществ.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for treating heterogeneous permeability formations at a late stage in the development of oil and gas fields, to methods of isolating water inflow, and in particular to sedimentation technology using an acrylic polymer and corrosive substances.
Изобретение может быть использовано при проведении работ по выравниванию профиля притока в добывающих скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах, изоляции водопритока, интенсификации добычи нефти и газа. Обеспечивает более полное выравнивание профиля притока в добывающей скважине или профиля приемистости в нагнетательной скважине. В отличие от известных способов может использоваться круглогодично, независимо от сезона года.The invention can be used in carrying out work to align the profile of the inflow in producing wells and the injectivity profile in injection wells, isolating water inflow, and intensifying oil and gas production. Provides a more complete alignment of the inflow profile in the production well or the injectivity profile in the injection well. Unlike known methods, it can be used year-round, regardless of the season of the year.
Известен способ обработки призабойной зоны обводненного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт водоизолирующей эмульсии и кислотного раствора [А.С. СССР №1696683, МКИ E21B 43/27, опубл. 07.12.1991]. Известное изобретение имеет недостатки: не осуществляется полная закупорка обводненных каналов пласта и сложная технология, что приводит к его низкой эффективности.A known method of processing the bottom-hole zone of an irrigated oil reservoir, comprising sequentially injecting a water-isolating emulsion and an acid solution into the reservoir [A.S. USSR No. 1696683, MKI E21B 43/27, publ. 12/07/1991]. The known invention has disadvantages: a complete blockage of the flooded channels of the formation and complex technology are not carried out, which leads to its low efficiency.
Известен способ изоляции притока вод в скважину, включающий закачку раствора полиакриламида (ПАА) 0,001-0,05% мас. а затем глинистой суспензии 1,02-1,08 г/см3 [А.С. СССР №933963, кл. E21B 43/32, 1982].A known method of isolating the influx of water into the well, including the injection of a solution of polyacrylamide (PAA) of 0.001-0.05% wt. and then a clay suspension of 1.02-1.08 g / cm 3 [A.S. USSR No. 933963, class E21B 43/32, 1982].
Недостатками указанного способа являются: низкая эффективность при изоляции промытых зон в случае, если продуктивный пласт представлен высокопроницаемым трещиновато-пористым коллектором (из практики известно, что применение растворов полиакриламида с концентрацией до 0,5% не приводит к кольматации поровых каналов высокопроницаемой среды), кроме того при взаимодействии водного раствора ПАА и глинистой суспензии на водной основе происходит быстрое высаждение глины вблизи забоя нагнетательной скважины, в высокоминерализованных пластовых водах объем тампонирующей массы заметно снижается; способ работает только на недолговременную блокировку высокопроницаемых интервалов и трещин, отсутствует доотмыв нефти в промытых зонах.The disadvantages of this method are: low efficiency in the isolation of washed zones if the reservoir is represented by a highly permeable fractured-porous reservoir (it is known from practice that the use of solutions of polyacrylamide with a concentration of up to 0.5% does not lead to the clogging of the pore channels of a highly permeable medium), except Moreover, when an aqueous solution of PAA and a water-based clay suspension interact, clay is rapidly precipitated near the bottom of the injection well in highly mineralized formations 's water volume plugging mass decreases considerably; the method works only for short-term blocking of highly permeable intervals and cracks, there is no additional washing of oil in the washed areas.
Известные способы разработки нефтяных месторождений, основанные на закачке гелеобразующих составов на основе полимеров акрилового ряда в виде водных растворов не позволяют использовать полимеры с концентрацией более 1% при пониженных температурах, так как из-за высокой вязкости затруднена их закачка в пласт. Кроме того, при отрицательных температурах водные растворы полимеров теряют текучесть и прокачиваемость.Known methods for developing oil fields, based on the injection of gelling compositions based on acrylic polymers in the form of aqueous solutions, do not allow the use of polymers with a concentration of more than 1% at low temperatures, since their injection into the formation is difficult due to the high viscosity. In addition, at low temperatures, aqueous polymer solutions lose fluidity and pumpability.
Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий закачку в промытые водой высокопроницаемые зоны нефтяного пласта водной оторочки, содержащей алюмохлорид отход процесса алкилирования бензола олефинами с целью образования в них осадка с последующей закачкой вытесняющего агента [А.С. СССР №1627677, кл. E21B 43/22, опубл. 15.12.1991]. Данному способу присущи следующие недостатки: низкая эффективность в неоднородных пластах; сложность технологии закачки.There is a method of developing a waterlogged oil deposit, which includes injecting into the water-washed high-permeability zones of the oil layer of the water rim containing aluminum chloride by-product of the alkylation of benzene with olefins to form a precipitate in them, followed by injection of a displacing agent [A.S. USSR No. 1627677, class E21B 43/22, publ. 12/15/1991]. This method has the following disadvantages: low efficiency in heterogeneous formations; complexity of injection technology.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату решением является способ, включающий насыщение высокообводненных каналов алюмосодержащей жидкостью, последовательную закачку буферного слоя пресной воды, гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила, снова пресной воды и кислоты [РФ патент №2171371 МКИ 21 В 43/27, 43/22, опубл. 27.07.2001] (прототип).The closest in technical essence and the achieved result solution is a method comprising saturating highly watered channels with an aluminum-containing liquid, sequentially injecting a buffer layer of fresh water, hydrolyzed fiber or tissue polyacrylonitrile waste liquids in alkali, again fresh water and acid [RF Patent No. 2171371 MKI 21 V 43 / 27, 43/22, publ. 07.27.2001] (prototype).
Указанный прототип и все известные способы, основанные на закачке составов на основе полимеров акрилового ряда, осуществляются только в теплое время года, что является существенным недостатком, ограничивющим применение этих способов и увеличивающим простои скважин. В целом технологичность процесса осуществления известного способа недостаточная для простого исполнения на скважинах, а объем образующегося геля и осадка недостаточен для полного блокирования водопроводящих каналов. Перечисленные недостатки уменьшают эффективность обработки призабойной зоны пласта.The specified prototype and all known methods based on the injection of compositions based on polymers of acrylic series are carried out only in the warm season, which is a significant drawback that limits the use of these methods and increases the downtime of wells. In general, the manufacturability of the process of implementing the known method is insufficient for simple execution in wells, and the volume of the resulting gel and sediment is insufficient to completely block the water supply channels. These disadvantages reduce the efficiency of processing the bottom-hole formation zone.
Целью изобретения является повышение эффективности способа воздействия на призабойную зону алюмосодержащей жидкостью и осадкогелеобразующей композицией на основе полимера акрилового ряда путем обеспечения более полного блокирования водопроводящих каналов и более полного выравнивания профиля приемистости в нагнетательной скважине или профиля притока в добывающей скважине и, в отличие от известных способов, за счет всесезонного использования в течение года, независимо от температуры.The aim of the invention is to increase the efficiency of the method of impacting the bottom-hole zone with an aluminum-containing fluid and a precipitation-gel-forming composition based on an acrylic polymer by providing more complete blocking of water supply channels and more complete alignment of the injectivity profile in the injection well or the inflow profile in the producing well and, unlike the known methods, due to all-weather use throughout the year, regardless of temperature.
Поставленная цель достигается тем, что в способе, включающем закачку алюмосодержащей жидкости, буферных слоев пресной воды, гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила и кислоты, порядок закачки композиций реагентов выдерживают следующий: первая оторочка алюмосодержащей жидкости разведенной в воде при соотношении 1:4; пресная вода; раствор гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила; пресная вода; вторая оторочка алюмосодержащей жидкости; кислота; при этом в качестве алюмосодержащей жидкости используют раствор хлористого алюминия - отход химического производства, например, отход катализаторного производства при получении алкилбензолов, дополнительно содержащий полигликоли, карбамид, неионогенное поверхностно-активное вещество и ингибитор; в качестве гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила используется водополимерная композиция, содержащая дополнительно неионогенное поверхностно-активное вещество, имеющая низкую температуру застывания от минус 25°C до минус 35°C и образующая большее количество тампонирующего материала в трещинно-поровом пространстве пласта, а в качестве кислоты используют указанную алюмосодержащую жидкость, содержащую полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор, разведенную в воде при соотношении объемов 1:4 или 1:5, или 1:6. Причем после закачивания первой оторочки алюмосодержащей жидкости делают перерыв и оставляют скважину в покое на 60-72 часа для гелеобразования. Закачка кислоты (или вместо кислоты алюмосодержащей жидкости, содержащей полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор, разведенной в воде при соотношении объемов 1:4 или 1:5, или 1:6) может быть произведена двумя частями, между которыми закачивается растворитель, например, метанол или ацетон, или другой углеводородный растворитель.This goal is achieved by the fact that in the method, which includes the injection of aluminum-containing liquid, buffer layers of fresh water, hydrolyzed waste fiber or polyacrylonitrile and acid tissues in alkali, the order of injection of the reagent compositions is as follows: the first rim of the aluminum-containing liquid diluted in water at a ratio of 1: 4; fresh water; a solution of hydrolyzed in alkali waste fiber or polyacrylonitrile tissue; fresh water; a second rim of aluminum-containing fluid; acid; in this case, an aluminum chloride solution is used as an aluminum chloride solution — a waste of chemical production, for example, a catalyst production waste in the production of alkyl benzenes, additionally containing polyglycols, urea, a nonionic surfactant, and an inhibitor; as alkali-hydrolyzed fiber wastes or polyacrylonitrile fabrics, a water-polymer composition is used, containing an additional nonionic surfactant having a low pour point of minus 25 ° C to minus 35 ° C and forming a larger amount of plugging material in the fracture-pore space of the formation, and the specified aluminum-containing liquid containing polyglycols, urea, a surfactant and an inhibitor diluted in water at a ratio of Volumes 1: 4 or 1: 5, or 1: 6. Moreover, after pumping the first rim of the aluminum-containing fluid, they take a break and leave the well alone for 60-72 hours for gelation. The injection of acid (or instead of an acid of an aluminum-containing liquid containing polyglycols, urea, a surfactant and an inhibitor diluted in water with a volume ratio of 1: 4 or 1: 5, or 1: 6) can be carried out in two parts, between which the solvent is pumped for example, methanol or acetone, or another hydrocarbon solvent.
Механизм осадко- и гелеобразования в предлагаемом способе с использованием раствора хлорида алюминия с добавками полигликолей, карбамида, поверхностно-активного вещества и ингибитора, на основе гидролизованного полиакрилонитрила заключается в следующем. При закачке в карбонатный пласт разбавленного водой раствора хлорида алюминия с указанными добавками происходит реакция с карбонатами и поверхность порово-трещинного пространства покрывается гелем, при этом в растворе остается достаточное количество соляной кислоты, а наличие поверхностно-активного вещества увеличивает сцепления геля с поверхностью породы. Далее при закачивании полимерного раствора и последующей закачке раствора хлорида алюминия с указанными добавками, в результате взаимодействия макромолекул полимера непосредственно в призабойной зоне пласта с катионами алюминия, образуется объемный гелеобразный осадок, полимеризация которого ускоряется в присутствии соляной кислоты (кислота получается при гидролизе хлорида алюминия в воде). В предлагаемом способе количество образующегося тампонирующего материала возрастает за счет присутствия в полимерной композиции дополнительного количества щелочи и за счет карбамида. В присутствии хлорида алюминия конформационная структура полимерных молекул резко меняется: молекулы полимера стремятся распрямиться, что сильно облегчает доступ щелочного агента к его функциональным группам и значительно ускоряет процесс гелеобразования, кроме того, развернутая структура полимера обеспечивает повышенное структурообразующее действие реагента.The precipitation and gelation mechanism in the proposed method using a solution of aluminum chloride with the addition of polyglycols, urea, a surfactant and an inhibitor based on hydrolyzed polyacrylonitrile is as follows. When an aqueous solution of aluminum chloride is diluted with water with the indicated additives and is added to the carbonate formation, a reaction occurs with carbonates and the surface of the pore-fissure space is covered with gel, while a sufficient amount of hydrochloric acid remains in the solution, and the presence of a surfactant increases the adhesion of the gel to the rock surface. Then, during the injection of the polymer solution and the subsequent injection of the aluminum chloride solution with the indicated additives, as a result of the interaction of the polymer macromolecules directly in the bottomhole formation zone with aluminum cations, a voluminous gel-like precipitate is formed, the polymerization of which is accelerated in the presence of hydrochloric acid (the acid is obtained by hydrolysis of aluminum chloride in water ) In the proposed method, the amount of plugging material formed increases due to the presence in the polymer composition of an additional amount of alkali and due to urea. In the presence of aluminum chloride, the conformational structure of polymer molecules changes dramatically: polymer molecules tend to straighten, which greatly facilitates the access of an alkaline agent to its functional groups and significantly accelerates the gelation process, in addition, the expanded polymer structure provides an increased structure-forming action of the reagent.
Склонность оксиэтильного звена полигликолей вступать в гидрофобные взаимодействия [Клименко Н.А., Гридил И.И. и др. Адсорбция неионогенных ПАВ из водных растворов на пористых метакрилатных адсорбентах \\ Коллоидн. ж., 1991, т. 53, №4, с. 748-752] способствует возникновению поверхностной пленки. При контакте углеводородов (УВ) с гидрофобными фрагментами этой пленки на первоначально гидрофильной поверхности возникает интенсивное гидрофобное взаимодействие, приводящее к усилению структурно-механических свойств пластовых флюидов и снижению проницаемости пористой среды для водной фазы [Андресон Б.А., Гилязов P.M. Буровые растворы на полигликолевой основе для бурения и заканчивания скважин. - Уфа: Изд. УГНТУ, 2001. - 88 с.]. Этот эффект при применении в составе полигликолей позволяет, дополнительно уменьшить фазовую проницаемость для воды.The propensity of the hydroxyethyl link of polyglycols to enter into hydrophobic interactions [Klimenko N.A., Gridil I.I. et al. Adsorption of nonionic surfactants from aqueous solutions on porous methacrylate adsorbents \\ Colloidn. Zh., 1991, v. 53, No. 4, p. 748-752] contributes to the emergence of a surface film. When hydrocarbons (HC) come into contact with hydrophobic fragments of this film, an intense hydrophobic interaction occurs on the initially hydrophilic surface, leading to an increase in the structural and mechanical properties of the formation fluids and a decrease in the permeability of the porous medium for the aqueous phase [Andreson B.A., Gilyazov P.M. Polyglycol-based drilling fluids for drilling and completion. - Ufa: Ed. USTU, 2001. - 88 p.]. This effect, when used as part of polyglycols, allows one to further reduce the phase permeability to water.
При использовании водо-полимерной композиции с добавлением неионогенного ПАВ достигается лучшее тампонирующее действие, использование способа не ограничивается теплым временем года, тем самым повышается его технологичность и эффективность. Закачивание после концентрированного раствора алюмохлорида с указанными добавками разбавленного в соотношении 1:4 или 1:5, или 1:6 того же раствора алюмохлорида позволяет воздействовать на непрореагировавшие целики полимерного раствора и при этом оказывается кислотное (разъедающее) воздействие на слабопроницаемые и непромытые водой участки пласта, что увеличивает их проницаемость. При значительной глубине обработки и закачивании больших объемов кислоты ее можно разделить на две части, между которыми закачивать растворитель (метанол, ацетон, другой углеводородный растворитель), который будет очищать стенки пор от АСПО и повышать эффективность кислотного воздействия при одновременном увеличении глубины воздействия или сохранении глубины с уменьшением количества используемой кислоты. Все это приводит к увеличению охвата воздействием при снижении проницаемости промытых водой высокопроницаемых пропластков и направлению фильтрационных потоков в более нефтенасыщенные и менее проницаемые интервалы продуктивного пласта.When using a water-polymer composition with the addition of a nonionic surfactant, the best plugging effect is achieved, the use of the method is not limited to the warm season, thereby increasing its manufacturability and efficiency. Injecting after a concentrated solution of alumina chloride with the indicated additives diluted in a ratio of 1: 4 or 1: 5, or 1: 6 of the same solution of alumina chloride allows you to affect unreacted pillars of the polymer solution and at the same time it has an acid (corrosive) effect on weakly permeable and water-impermeable sections of the reservoir , which increases their permeability. With a significant depth of processing and pumping large volumes of acid, it can be divided into two parts, between which a solvent is injected (methanol, acetone, another hydrocarbon solvent), which will clean the pore walls of ARPD and increase the effectiveness of acid exposure while increasing the depth of exposure or maintaining depth with a decrease in the amount of acid used. All this leads to an increase in impact coverage with a decrease in the permeability of water-permeable highly permeable layers and the direction of filtration flows into more oil-saturated and less permeable intervals of the reservoir.
Составы, содержащие хлористый алюминий, используются в нефте- и газодобывающей промышленности с целью повышения отдачи карбонатных коллекторов за счет увеличения охвата пласта кислотным воздействием и путем селективной изоляции высокопроницаеммых пластов и пропластков [патент РФ №1633875 МКИ 21 В 43/22, опубл. 30.10.1994; патент РФ №1804548 МКИ 21 В 33/13, опубл. 23.03.1993; патент РФ №2106486 МКИ 21 В 43/27, опубл. 10.03.1998; патент РФ №2042031 МКИ 21 В 43/22, 33/138, опубл. 20.08.1995].Compositions containing aluminum chloride are used in the oil and gas industry to increase the yield of carbonate reservoirs by increasing the coverage of the formation with acid exposure and by selective isolation of highly permeable formations and layers [RF patent No. 1633875 MKI 21 V 43/22, publ. 10/30/1994; RF patent No. 1804548 MKI 21 V 33/13, publ. 03/23/1993; RF patent No. 2106486 MKI 21 43/27, publ. 03/10/1998; RF patent No. 2042031 MKI 21 V 43/22, 33/138, publ. 08/20/1995].
По физико-химическим свойствам раствор хлористого алюминия - отход химического производства (отход катализаторного производства при получении алкилбензолов или отход кумыльного производства), дополнительно содержащий полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество АФ9-12 и ингибитор ИКУ-1 (табл. 1) соответствует нормам, приведенным в таблице 2.According to the physicochemical properties, the aluminum chloride solution is a waste of chemical production (a catalyst production waste for the production of alkylbenzenes or a waste of cumulative production), additionally containing polyglycols, urea, a surfactant AF 9-12 and an inhibitor IKU-1 (Table 1) corresponds to the standards given in table 2.
Водо-полимерная композиция (табл. 3) выпускается в жидком виде и представляет собой маловязкий водорастворимый полимер акрилового ряда, она соответствует показателям качества, приведенным в таблице 4.The water-polymer composition (Table 3) is available in liquid form and is a low-viscosity water-soluble polymer of the acrylic series; it corresponds to the quality indicators given in Table 4.
Было выполнено определение поверхностного натяжения на границе раздела фаз керосина и растворов с 10% масс. содержания гидролизованного полиакрилонитрила (отходов волокна или тканей полиакрилонитрила или иного полиакрилонитрильного сырья) с добавкой неионогенного ПАВ. В качестве неионогенного ПАВ был испытан неонол АФ9-12, который совместим с раствором гидролизованного полиакрилонитрила и высоко минерализованными пластовыми водами.The determination of the surface tension at the interface between kerosene and solutions with 10% of the mass. the content of hydrolyzed polyacrylonitrile (waste fiber or tissue polyacrylonitrile or other polyacrylonitrile raw materials) with the addition of a nonionic surfactant. Neonol AF 9-12 was tested as a nonionic surfactant, which is compatible with a solution of hydrolyzed polyacrylonitrile and highly mineralized formation waters.
Опытным путем установлено, что поверхностное натяжение исходного раствора гидролизованного полиакрилонитрила составляет 19,7 мН/м; при содержании неонол а АФ9-12 0,1% достигается снижение поверхностного натяжения, до величины 3,2 мН/м; а при концентрации 0,5% величина поверхностного натяжения составила 1,9 мН/м. Учитывая полученные результаты, можно сказать, что предлагаемая полимерная композиция с добавкой неионогенного ПАВ имеет на порядок большую поверхностную активность по сравнению с известной, что способствует повышению эффективности обработки.It has been experimentally established that the surface tension of the initial solution of hydrolyzed polyacrylonitrile is 19.7 mN / m; when the content of neonol AF 9-12 is 0.1%, a reduction in surface tension is achieved, to a value of 3.2 mN / m; and at a concentration of 0.5%, the surface tension was 1.9 mN / m. Given the results obtained, we can say that the proposed polymer composition with the addition of nonionic surfactants has an order of magnitude greater surface activity compared to the known one, which improves the processing efficiency.
Пример 1. Для обработки выбрана добывающая нефтяная скважина, эксплуатирующая обводненный пласт толщиной 10 м, кровля пласта находится на глубине 2150 м. Пористость пласта m=0,25. Скважина обсажена эксплуатационной колонной 146 мм, спущены насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 73 мм до глубины 2160 м. Пластовое давление 22,5 МПа, пластовая температура 78°C. Определенная в начале работ приемистость пласта равна 250 м3/сут при 13 МПа. Объем высокопроницаемого порового пространства, подлежащего обработке, определенный при гидродинамических исследованиях равен 85 м3.Example 1. For processing, a producing oil well was selected that operates a 10 m thick flooded formation; the formation roof is at a depth of 2150 m. Formation porosity m = 0.25. The well was cased with a production string of 146 mm, tubing pipes (73) with a diameter of 73 mm were lowered to a depth of 2160 m. The reservoir pressure was 22.5 MPa and the reservoir temperature was 78 ° C. The injectivity determined at the beginning of the work is 250 m 3 / day at 13 MPa. The volume of highly permeable pore space to be treated, determined by hydrodynamic studies, is 85 m 3 .
Приготовили первую порцию рабочего раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов), содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ИКУ-1 (ТУ 2415-005-12749890-2000)б объемом 84 м3 (для соотношения 1:4 смешали раствор хлористого алюминия по составу табл. 1 в объеме 17 м3 и вода в объеме 68 м3). Закачали приготовленную порцию раствора хлористого алюминия по насосно-компрессорным трубам в скважину и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 10 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 60 часов, для реакции и гелеобразования.We prepared the first portion of a working solution of aluminum chloride (aluminum chloride produced by Ufaorgsintez OJSC TU 2471-077-05766563-2006 — waste of catalyst production upon receipt of alkylbenzenes) containing polyglycols, urea, a surfactant, and an IKU-1 inhibitor (TU 2415-005 -12749890-2000) b with a volume of 84 m 3 (for a 1: 4 ratio, a solution of aluminum chloride according to the composition of Table 1 was mixed in a volume of 17 m 3 and water in a volume of 68 m 3 ). The prepared portion of the aluminum chloride solution was pumped through the tubing into the well and pushed into the formation with water in a volume of 6.6 m 3 (tubing volume + annular space opposite the interval of the formation), at a pressure of 10 MPa. The wellhead was sealed and left the well alone for 60 hours, for reaction and gelation.
Закачали в скважину буфер пресной воды в объеме 2 м3. При помощи насосного агрегата ЦА-320 в течение 20 мин. перемешали перекачкой по круговой схеме 17 м3 водо-полимерной композиции по табл. 3 и закачали по НКТ в скважину. Закачали буфер пресной воды в объеме 2 м3.A fresh water buffer was pumped into the well in a volume of 2 m 3 . Using the pump unit CA-320 for 20 minutes mixed by pumping in a circular pattern 17 m 3 water-polymer composition according to the table. 3 and pumped through the tubing into the well. Pumped fresh water buffer in a volume of 2 m 3 .
Для второй порции рабочего раствора взяли товарную форму (без разбавления) раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по табл. 1, объемом 34 м3 и закачали его по НКТ в скважину и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 11 МПа.For the second portion of the working solution, they took the commodity form (without dilution) of an aluminum chloride solution (aluminum chloride manufactured by Ufaorgsintez OJSC TU 2471-077-05766563-2006 - catalyst production waste when producing alkylbenzenes) according to Table. 1, with a volume of 34 m 3 and pumped it through the tubing into the well and pushed into the reservoir with water in a volume of 6.6 m (tubing volume + annular space opposite the reservoir interval), at a pressure of 11 MPa.
Приготовили третью порцию рабочего раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов), содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ИКУ-1 (ТУ 2415-005-12749890-2000), объемом 60 м3 (для соотношения 1:4 смешали раствор хлористого алюминия по составу табл. 1 в объеме 12 м3 и воду в объеме 48 м3). Закачали приготовленную порцию раствора хлористого алюминия по насосно-компрессорным трубам в скважину и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 12 МПа.A third portion of a working solution of aluminum chloride was prepared (aluminum chloride produced by Ufaorgsintez OJSC TU 2471-077-05766563-2006 — waste of catalyst production upon receipt of alkylbenzenes) containing polyglycols, urea, a surfactant and an IKU-1 inhibitor (TU 2415-005 -12749890-2000), with a volume of 60 m 3 (for a 1: 4 ratio, a solution of aluminum chloride according to the composition of Table 1 was mixed in a volume of 12 m 3 and water in a volume of 48 m 3 ). The prepared portion of the aluminum chloride solution was pumped through tubing into the well and pushed into the formation with water in a volume of 6.6 m 3 (tubing volume + annular space opposite the interval of the formation), at a pressure of 12 MPa.
Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 48 часов, для гелеобразования и реакции.The wellhead was sealed and the well was left alone for 48 hours, for gelation and reaction.
Нагнетанием инертных газов компрессором СД-9 понизили уровень жидкости в скважине. Запустили скважину для очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции на факел и отработали на шайбах ⌀8÷12 мм в течение 36 часов. Далее скважину запустили в шлейф для эксплуатации. Поступления воды в ствол скважины нет.By injection of inert gases, the SD-9 compressor lowered the liquid level in the well. They launched a well to clean the bottom-hole zone of the formation from reaction products to the flare and worked it out on washers of ⌀8 ÷ 12 mm for 36 hours. Further, the well was launched into a loop for operation. There is no water inflow into the wellbore.
Пример 2. Для обработки выбрана газовая скважина со следующими характеристиками:Example 2. For processing selected gas well with the following characteristics:
1. Эксплуатационная колонна 168,3 мм спущена до глубины 3089 м.1. The production string 168.3 mm lowered to a depth of 3089 m
2. Интервалы перфорации: 2972-3034 м, 3040-3048 м.2. Perforation intervals: 2972-3034 m, 3040-3048 m.
3. Искусственный забой: 3072 м.3. Artificial slaughter: 3072 m.
4. Пластовое давление 26 МПа.4. The reservoir pressure of 26 MPa.
5. Пластовая температура 92°С.5. The reservoir temperature of 92 ° C.
6. Спущены НКТ 73 мм до глубины 3048 м.6. The tubing was lowered 73 mm to a depth of 3048 m.
7. Водогазовый фактор 432 см3/м3.7. Water-gas factor 432 cm 3 / m 3 .
8. Приемистость пласта равна 497 м3/сут при 15 МПа.8. The injectivity of the reservoir is 497 m 3 / day at 15 MPa.
9. Объем высокопроницаемого норового пространства, подлежащего обработке, определенный при гидродинамических исследованиях равен 160 м3.9. The volume of highly permeable burrow space to be processed, determined by hydrodynamic studies, is 160 m 3 .
Приготовили первую порцию рабочего раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов), содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ПКУ-Э (ТУ 6-02-1299-85), объемом 160 м3 (для соотношения 1:4 смешали раствор хлористого алюминия по составу табл.1 в объеме 32 м3 и воду в объеме 128 м3). Закачали приготовленную порцию раствора хлористого алюминия по насосно-компрессорным трубам в скважину и продавили в пласт водой в объеме 10,2 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пластов), при давлении 13 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 72 часа, для реакции и гелеобразования.The first portion of the working solution of aluminum chloride was prepared (aluminum chloride produced by Ufaorgsintez OJSC TU 2471-077-05766563-2006 — waste of catalyst production upon receipt of alkylbenzenes) containing polyglycols, urea, a surfactant and PKU-E inhibitor (TU 6-02 -1299-85), with a volume of 160 m 3 (for a 1: 4 ratio, a solution of aluminum chloride according to the composition of Table 1 was mixed in a volume of 32 m 3 and water in a volume of 128 m 3 ). The prepared portion of the aluminum chloride solution was pumped through the tubing into the well and pushed into the formation with water in a volume of 10.2 m 3 (tubing volume + annular space opposite the interval of the formations), at a pressure of 13 MPa. The wellhead was sealed and the well was left alone for 72 hours for reaction and gelation.
Закачали в скважину буфер пресной воды в объеме 2 м3. При помощи насосного агрегата ЦА-320 в течение 20 мин. перемешали перекачкой по круговой схеме 32 м3 водо-полимерной композиции по табл. 3 и закачали по НКТ в скважину. Закачали буфер пресной воды в объеме 2 м3.A fresh water buffer was pumped into the well in a volume of 2 m 3 . Using the pump unit CA-320 for 20 minutes mixed by pumping in a circular pattern 32 m 3 water-polymer composition according to the table. 3 and pumped through the tubing into the well. Pumped fresh water buffer in a volume of 2 m 3 .
Для второй порции рабочего раствора взяли 64 м3 товарной формы (без разбавления) раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по табл. 1, закачали его по НКТ в скважину и продавили в пласт водой в объеме 10,2 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пластов), при давлении 12,5 МПа.For the second portion of the working solution, 64 m 3 of the commercial form (without dilution) of a solution of aluminum chloride (aluminum chloride manufactured by Ufaorgsintez OJSC TU 2471-077-05766563-2006 — waste catalyst production upon receipt of alkylbenzenes) was taken according to Table. 1, pumped it through the tubing into the well and pushed it into the formation with water in a volume of 10.2 m 3 (tubing volume + annular space opposite the interval of the formations), at a pressure of 12.5 MPa.
Приготовили третью порцию рабочего раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов), содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ПКУ-Э (ТУ 6-02-1299-85), объемом 80 м3 (для соотношения 1:4 смешали раствор хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по составу табл.1 в объеме 16 м3 и воду в объеме 64 м3). Закачали по насосно-компрессорным трубам в скважину последовательно 40 м3 приготовленного раствора хлористого алюминия, 20 м3 метанола, 40 м3 приготовленного раствора хлористого алюминия и продавили в пласт водой в объеме 10,2 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 11,3 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 48 часов, для гелеобразования и реакции.A third portion of a working solution of aluminum chloride was prepared (aluminum chloride produced by Ufaorgsintez OJSC TU 2471-077-05766563-2006 — waste of catalyst production upon receipt of alkylbenzenes) containing polyglycols, carbamide, a surfactant and PKU-E inhibitor (TU 6-02 -1299-85), with a volume of 80 m 3 (for a 1: 4 ratio, a solution of aluminum chloride was mixed (aluminum chloride manufactured by Ufaorgsintez TU 2471-077-05766563-2006 — waste of catalyst production upon receipt of alkylbenzenes) by the composition of Table 1 in volume 16 m 3 and water in a volume of 64 m 3 ). 40 m 3 of prepared aluminum chloride solution, 20 m 3 of methanol, 40 m 3 of prepared aluminum chloride solution were pumped through tubing into the well successively and pushed into the reservoir with water in a volume of 10.2 m 3 (tubing volume + annular space opposite the reservoir interval ), at a pressure of 11.3 MPa. The wellhead was sealed and the well was left alone for 48 hours, for gelation and reaction.
Нагнетанием инертных газов компрессором СД-9 понизили уровень жидкости в скважине. Запустили скважину для очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции на факел и отработали на шайбах ⌀10÷14 мм в течение 36 часов. Далее скважину запустили в шлейф для эксплуатации. После выхода скважины на режим во до газовый фактор составил 14 см3/м3.By injection of inert gases, the SD-9 compressor lowered the liquid level in the well. A well was launched to clean the bottom-hole zone of the formation from reaction products to the flare and worked on washers ⌀10 ÷ 14 mm for 36 hours. Further, the well was launched into a loop for operation. After the well entered the water mode, the gas factor amounted to 14 cm 3 / m 3 .
Пример 3. Для обработки выбрана нагнетательная скважина со следующими характеристиками:Example 3. For processing selected injection well with the following characteristics:
1. Эксплуатационная колонна 168,3 мм спущена до глубины 3127 м.1. The production string 168.3 mm lowered to a depth of 3127 m
2. Интервалы перфорации: 2992-3023 м, 3028-3052 м.2. Perforation intervals: 2992-3023 m, 3028-3052 m.
3. Искусственный забой: 3111 м.3. Artificial slaughter: 3111 m.
4. Пластовое давление 27,5 МПа.4. The reservoir pressure of 27.5 MPa.
5. Пластовая температура 92°C.5. The reservoir temperature is 92 ° C.
6. Спущены НКТ 73 мм до глубины 2971 м.6. The tubing was lowered 73 mm to a depth of 2971 m.
7. Приемистость пласта равна 734 м3/сут при 17 МПа.7. The injectivity of the reservoir is equal to 734 m 3 / day at 17 MPa.
8. Объем высокопроницаемого норового пространства, подлежащего обработке, определенный при гидродинамических исследованиях равен 140 м3 и приходится на интервал перфорации 3028-3052 м, который принимает 80% объема закачки.8. The volume of highly permeable burrow space to be processed, determined during hydrodynamic studies, is 140 m 3 and falls on the perforation interval of 3028-3052 m, which takes 80% of the injection volume.
Приготовили первую порцию рабочего раствора хлористого алюминия, содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ИКУ-1 (ТУ 2415-005-12749890-2000), объемом 140 м3 (для соотношения 1:4 смешали раствор хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Самараоргсинтез» ТУ 38.302-15-01-93 - отход кумыльного производства) по составу табл. 1 в объеме 28 м3 и воду в объеме 112 м3). Закачали приготовленную порцию раствора хлористого алюминия по насосно-компрессорным трубам в скважину и продавили в пласт водой в объеме 10 м3 (объем НКТ+объем эксплуатационной колонны напротив интервала пластов), при давлении 13 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 60 часов, для реакции и гелеобразования.We prepared the first portion of a working solution of aluminum chloride containing polyglycols, urea, a surfactant, and an IKU-1 inhibitor (TU 2415-005-12749890-2000), with a volume of 140 m 3 (mixed with a solution of aluminum chloride (production aluminum chloride for a 1: 4 ratio) Samaraorgsintez OJSC TU 38.302-15-01-93 - waste from cumulative production) according to the composition of Table 1 in a volume of 28 m 3 and water in a volume of 112 m 3 ). The prepared portion of the aluminum chloride solution was pumped through the tubing into the well and pushed into the formation with water in a volume of 10 m 3 (tubing volume + production casing volume opposite the formation interval), at a pressure of 13 MPa. The wellhead was sealed and left the well alone for 60 hours, for reaction and gelation.
Закачали в скважину буфер пресной воды в объеме 2 м3. Приготовили рабочий раствор на основе полимерной композиции (табл. 3) разведением ее пресной водой в соотношении 1:4 (при этом содержание в растворе гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила, составило 2-4%, неонола АФ9-12 составило 0,1%). При помощи насосного агрегата ЦА-320 в течение 40 мин. перемешали перекачкой по круговой схеме 6 м3 водо-полимерной композиции по табл. 3 и 24 м3 пресной воды. Закачали приготовленный водо-полимерный раствор по НКТ в скважину. Закачали буфер пресной воды в объеме 2 м3.A fresh water buffer was pumped into the well in a volume of 2 m 3 . A working solution was prepared on the basis of the polymer composition (Table 3) by diluting it with fresh water in a ratio of 1: 4 (the content of polyacrylonitrile fibers or tissues hydrolyzed in alkali in the solution was 2-4%, neonol AF 9-12 was 0, one%). Using the pump unit CA-320 for 40 minutes mixed by pumping in a circular pattern of 6 m 3 water-polymer composition according to the table. 3 and 24 m 3 of fresh water. The prepared water-polymer solution was pumped through the tubing into the well. Pumped fresh water buffer in a volume of 2 m 3 .
Для второй порции рабочего раствора взяли 56 м3 товарной формы (без разбавления) раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Самараоргсинтез» ТУ 38.302-15-01-93 - отход кумыльного производства) по табл. 1, закачали его по НКТ в скважину и продавили в пласт водой в объеме 10 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пластов), при давлении 13 МПа.For the second portion of the working solution, 56 m 3 of the commercial form (without dilution) of a solution of aluminum chloride (aluminum chloride produced by Samaraorgsintez OJSC TU 38.302-15-01-93 - waste from cumulative production) was taken according to Table. 1, pumped it through the tubing into the well and pushed it into the reservoir with water in a volume of 10 m 3 (tubing volume + annular space opposite the interval of the formations), at a pressure of 13 MPa.
Приготовили 15%-ый раствор соляной кислоты объемом 50 м3 (ингибированная 23%-ная соляная кислота в объеме 32,6 м3 и пресная вода в объеме 17,4 м3). Закачали по насосно-компрессорным трубам в скважину последовательно 40 м3 приготовленного раствора соляной кислоты, 20 м3 нефраса, 30 м3 приготовленного раствора соляной кислоты и продавили в пласт водой в объеме 10 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 11,3 МПа.A 15% hydrochloric acid solution with a volume of 50 m 3 was prepared (inhibited 23% hydrochloric acid in a volume of 32.6 m 3 and fresh water in a volume of 17.4 m 3 ). 40 m 3 of the prepared hydrochloric acid solution, 20 m 3 of nephras, 30 m 3 of the prepared hydrochloric acid solution were pumped through tubing into the well successively and pushed into the reservoir with water in a volume of 10 m 3 (tubing volume + annular space opposite the reservoir interval), at a pressure of 11.3 MPa.
Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 48 часов, для гелеобразования и реакции.The wellhead was sealed and the well was left alone for 48 hours, for gelation and reaction.
Нагнетанием инертных газов компрессором СД-9 понизили уровень жидкости в скважине. Запустили скважину для очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции на излив в факельный амбар в течение 12 часов. Далее скважину пустили под закачку рабочего агента. После выхода скважины на режим исследованиями установлено, что профиль приемистости выровнялся и интервал перфорации 3028-3052 м принимает 36% объема закачки.By injection of inert gases, the SD-9 compressor lowered the liquid level in the well. A well was launched to clean the bottom-hole zone of the formation from the reaction products to the spout in a flare barn for 12 hours. Next, the well was launched for the injection of the working agent. After the well entered the test mode, it was established that the injectivity profile was leveled and the perforation interval of 3028-3052 m assumed 36% of the injection volume.
Пример 4. Для обработки выбрана добывающая нефтяная скважина, эксплуатирующая обводненный пласт толщиной 10 м, кровля пласта находится на глубине 2100 м. Пористость пласта m=0,23. Скважина обсажена эксплуатационной колонной 146 мм, спущены насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 73 мм до глубины 2110 м. Пластовое давление 22,5 МПа, пластовая температура 78°C. Определенная в начале работ приемистость пласта равна 270 м3/сут при 13,5 МПа. Объем высокопроницаемого порового пространства, подлежащего обработке, определенный при гидродинамических исследованиях равен 90 м3.Example 4. For processing, a producing oil well was selected that operates a 10 m thick flooded formation; the formation roof is at a depth of 2100 m. Formation porosity m = 0.23. The well was cased with a production string of 146 mm, tubing pipes (73) with a diameter of 73 mm were lowered to a depth of 2110 m. The reservoir pressure was 22.5 MPa and the reservoir temperature was 78 ° C. The injectivity determined at the beginning of the work is 270 m 3 / day at 13.5 MPa. The volume of highly permeable pore space to be processed, determined by hydrodynamic studies, is 90 m 3 .
Приготовили первую порцию рабочего раствора хлористого алюминия, содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ИКУ-1 (ТУ 2415-005-12749890-2000), объемом 90 м3 (для соотношения 1:4 смешали раствор хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Казаньоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по составу табл.1 в объеме 18 м3 и воду в объеме 72 м3). Закачали приготовленную порцию раствора хлористого алюминия по насосно-компрессорным трубам в скважину и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 11 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 68 часов, для реакции и гелеобразования.We prepared the first portion of a working solution of aluminum chloride containing polyglycols, urea, a surfactant, and an IKU-1 inhibitor (TU 2415-005-12749890-2000), with a volume of 90 m 3 (mixed with a solution of aluminum chloride (production aluminum chloride for a 1: 4 ratio) OJSC Kazanorgsintez TU 2471-077-05766563-2006 - waste catalyst production upon receipt of alkylbenzenes) according to the composition of Table 1 in a volume of 18 m 3 and water in a volume of 72 m 3 ). The prepared portion of the aluminum chloride solution was pumped through the tubing into the well and pushed into the formation with water in a volume of 6.6 m 3 (tubing volume + annular space opposite the interval of the formation), at a pressure of 11 MPa. The wellhead was sealed and the well was left alone for 68 hours for reaction and gelation.
Закачали в скважину буфер пресной воды в объеме 2 м3. При помощи насосного агрегата ЦА-320 в течение 20 мин. перемешали перекачкой по круговой схеме 18 м3 водо-полимерной композиции по табл. 3 и закачали по НКТ в скважину. Закачали буфер пресной воды в объеме 2 м3.A fresh water buffer was pumped into the well in a volume of 2 m 3 . Using the pump unit CA-320 for 20 minutes mixed by pumping in a circular pattern 18 m 3 water-polymer composition according to the table. 3 and pumped through the tubing into the well. Pumped fresh water buffer in a volume of 2 m 3 .
Для второй порции рабочего раствора взяли товарную форму (без разбавления) раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Казаньоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по табл. 1, объемом 36 м3 и закачали его по НКТ в скважину и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 11 МПа.For the second portion of the working solution, they took the commodity form (without dilution) of an aluminum chloride solution (aluminum chloride produced by Kazanorgsintez OJSC TU 2471-077-05766563-2006 - catalyst production waste when producing alkylbenzenes) according to Table. 1, with a volume of 36 m 3 and pumped it through the tubing into the well and pushed into the reservoir with water in a volume of 6.6 m 3 (tubing volume + annular space opposite the interval of the reservoir), at a pressure of 11 MPa.
Приготовили третью порцию рабочего раствора хлористого алюминия, содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ИКУ-1 (ТУ 2415-005-12749890-2000), объемом 66 м3 (для соотношения 1:5 смешали раствор хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Казаньоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по составу табл.1 в объеме Ими воду в объеме 55 м3). Закачали по насосно-компрессорным трубам в скважину последовательно 36 м3 раствора хлористого алюминия, 20 м3 ацетона, 30 м3 раствора хлористого алюминия и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 12 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 48 часов для гелеобразования и реакции.A third portion of a working solution of aluminum chloride containing polyglycols, urea, a surfactant and an inhibitor IKU-1 (TU 2415-005-12749890-2000) was prepared, with a volume of 66 m 3 (a solution of aluminum chloride (production aluminum chloride was mixed for a 1: 5 ratio) OJSC Kazanorgsintez TU 2471-077-05766563-2006 - waste catalyst production upon receipt of alkylbenzenes) according to the composition of table 1 in the volume of water in the volume of 55 m 3 ). 36 m 3 of a solution of aluminum chloride, 20 m 3 of acetone, 30 m 3 of a solution of aluminum chloride were pumped through tubing into a well sequentially and pushed into a formation with water in a volume of 6.6 m 3 (tubing volume + annular space opposite the interval of the formation), at a pressure of 12 MPa. The wellhead was sealed and the well was left alone for 48 hours for gelation and reaction.
Нагнетанием инертных газов компрессором СД-9 понизили уровень жидкости в скважине. Запустили скважину для очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции на факел и отработали на шайбах ⌀8÷12 мм в течение 48 часов. Далее скважину запустили в шлейф для эксплуатации. Поступления воды в ствол скважины нет.By injection of inert gases, the SD-9 compressor lowered the liquid level in the well. They launched a well to clean the bottom-hole zone of the formation from reaction products to the flare and worked it out on washers of ÷8 ÷ 12 mm for 48 hours. Further, the well was launched into a loop for operation. There is no water inflow into the wellbore.
Пример 5. Для обработки выбрана добывающая нефтяная скважина, эксплуатирующая обводненный пласт толщиной 9,8 м, кровля пласта находится на глубине 2160 м. Пористость пласта m=0,25. Скважина обсажена эксплуатационной колонной 146 мм, спущены насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 73 мм до глубины 2170 м. Пластовое давление 22,5 МПа, пластовая температура 78°C. Определенная в начале работ приемистость пласта равна 255 м3/сут при 13,0 МПа. Объем высокопроницаемого порового пространства, подлежащего обработке, определенный при гидродинамических исследованиях равен 84 м3.Example 5. For processing, a producing oil well was selected that operates a 9.8 m thick flooded formation; the formation roof is at a depth of 2160 m. Formation porosity m = 0.25. The well was cased with a production string of 146 mm, tubing pipes (73) with a diameter of 73 mm were lowered to a depth of 2170 m. The reservoir pressure was 22.5 MPa, and the reservoir temperature was 78 ° C. The injectivity determined at the beginning of the work is 255 m 3 / day at 13.0 MPa. The volume of highly permeable pore space to be treated, determined by hydrodynamic studies, is 84 m 3 .
Приготовили первую порцию рабочего раствора хлористого алюминия, содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ПКУ-Э (ТУ 6-02-1299-85), объемом 84 м3 (для соотношения 1:4 смешали раствор хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Казаньоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по составу табл.1 в объеме 17 м3 и воду в объеме 68 м3). Закачали приготовленную порцию раствора хлористого алюминия по насосно-компрессорным трубам в скважину и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 10 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 60 часов, для реакции и гелеобразования.We prepared the first portion of a working solution of aluminum chloride containing polyglycols, urea, a surfactant, and PKU-E inhibitor (TU 6-02-1299-85), with a volume of 84 m 3 (for a 1: 4 ratio, mixed solution of aluminum chloride (aluminum chloride produced OJSC Kazanorgsintez TU 2471-077-05766563-2006 - waste catalyst production upon receipt of alkylbenzenes) according to the composition of Table 1 in a volume of 17 m 3 and water in a volume of 68 m 3 ). The prepared portion of the aluminum chloride solution was pumped through the tubing into the well and pushed into the formation with water in a volume of 6.6 m 3 (tubing volume + annular space opposite the interval of the formation), at a pressure of 10 MPa. The wellhead was sealed and left the well alone for 60 hours, for reaction and gelation.
Закачали в скважину буфер пресной воды в объеме 2 м3. При помощи насосного агрегата ЦА-320 в течение 20 мин. перемешали перекачкой по круговой схеме 17 м3 водо-полимерной композиции по табл. 3 и закачали по НКТ в скважину. Закачали буфер пресной воды в объеме 2 м3.A fresh water buffer was pumped into the well in a volume of 2 m 3 . Using the pump unit CA-320 for 20 minutes mixed by pumping in a circular pattern 17 m 3 water-polymer composition according to the table. 3 and pumped through the tubing into the well. Pumped fresh water buffer in a volume of 2 m 3 .
Для второй порции рабочего раствора взяли товарную форму (без разбавления) раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Казаньоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по табл. 1, объемом 34 м3 и закачали его по НКТ в скважину и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 11 МПа.For the second portion of the working solution, they took the commodity form (without dilution) of an aluminum chloride solution (aluminum chloride produced by Kazanorgsintez OJSC TU 2471-077-05766563-2006 - catalyst production waste when producing alkylbenzenes) according to Table. 1, with a volume of 34 m 3 and pumped it through the tubing into the well and pushed into the reservoir with water in a volume of 6.6 m 3 (tubing volume + annular space opposite the reservoir interval), at a pressure of 11 MPa.
Приготовили третью порцию рабочего раствора хлористого алюминия, содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ПКУ-Э (ТУ 6-02-1299-85) объемом 60 м3 (для соотношения 1:5 смешали раствор хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Казаньоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по составу табл. 1 в объеме 10 м3 и воду в объеме 50 м3). Закачали по насосно-компрессорным трубам в скважину приготовленную порцию раствора хлористого алюминия и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 12 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 48 часов для гелеобразования и реакции.A third portion of a working solution of aluminum chloride containing polyglycols, urea, a surfactant and PKU-E inhibitor (TU 6-02-1299-85) with a volume of 60 m 3 was prepared (for a 1: 5 ratio, a solution of aluminum chloride (aluminum chloride produced by OJSC Kazanorgsintez TU 2471-077-05766563-2006 - waste from catalyst production upon receipt of alkylbenzenes) according to the composition of Table 1 in a volume of 10 m 3 and water in a volume of 50 m 3 ). The prepared portion of aluminum chloride solution was pumped through tubing into the well and pushed into the formation with water in a volume of 6.6 m 3 (tubing volume + annular space opposite the interval of the formation), at a pressure of 12 MPa. The wellhead was sealed and the well was left alone for 48 hours for gelation and reaction.
Нагнетанием инертных газов компрессором СД-9 понизили уровень жидкости в скважине. Запустили скважину для очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции на факел и отработали на шайбах ⌀8÷12 мм в течение 36 часов. Далее скважину запустили в шлейф для эксплуатации. Поступления воды в ствол скважины нет.By injection of inert gases, the SD-9 compressor lowered the liquid level in the well. They launched a well to clean the bottom-hole zone of the formation from reaction products to the flare and worked it out on washers of ⌀8 ÷ 12 mm for 36 hours. Further, the well was launched into a loop for operation. There is no water inflow into the wellbore.
Пример 6. Для обработки выбрана добывающая газовая скважина, эксплуатирующая обводненный пласт толщиной 29,0 м, кровля пласта находится на глубине 3930 м. Пористость пласта m=0,2. Скважина обсажена эксплуатационной колонной 177,8 мм, спущены насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 89 мм до глубины 3940 м. Пластовое давление 39,5 МПа, пластовая температура 98°C. Определенная в начале работ приемистость пласта равна 265 м3/сут при 13,0 МПа. Объем высокопроницаемого порового пространства, подлежащего обработке, определенный при гидродинамических исследованиях равен 154 м3.Example 6. For processing, a producing gas well was selected that operates a water-flooded formation with a thickness of 29.0 m, the roof of the formation is at a depth of 3930 m. The porosity of the formation is m = 0.2. The well was cased with a production string of 177.8 mm, tubing pipes (89) with a diameter of 89 mm were lowered to a depth of 3940 m. The reservoir pressure was 39.5 MPa and the reservoir temperature was 98 ° C. The injectivity determined at the beginning of the work is 265 m 3 / day at 13.0 MPa. The volume of highly permeable pore space to be processed, determined by hydrodynamic studies, is 154 m 3 .
Приготовили первую порцию рабочего раствора хлористого алюминия, содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ИКУ-1 (ТУ 2415-005-12749890-2000) объемом 154 м3 (для соотношения 1:4 смешали раствор хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по составу табл. 1 в объеме 30 м3 и воду в объеме 124 м3). Закачали приготовленную порцию раствора хлористого алюминия по насосно-компрессорным трубам в скважину и продавили в пласт водой в объеме 17,5 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 17 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 56 часов, для реакции и гелеобразования.We prepared the first portion of a working solution of aluminum chloride containing polyglycols, urea, a surfactant, and an IKU-1 inhibitor (TU 2415-005-12749890-2000) with a volume of 154 m 3 (for a 1: 4 ratio, mixed solution of aluminum chloride (aluminum chloride manufactured by JSC Ufaorgsintez TU 2471-077-05766563-2006 - catalyst production waste when producing alkylbenzenes) according to the composition of Table 1 in a volume of 30 m 3 and water in a volume of 124 m 3 ). The prepared portion of the aluminum chloride solution was pumped through the tubing into the well and pushed into the formation with water in a volume of 17.5 m 3 (tubing volume + annular space opposite the interval of the formation), at a pressure of 17 MPa. The wellhead was sealed and the well was left alone for 56 hours for reaction and gelation.
Закачали в скважину буфер пресной воды в объеме 2,5 м3. При помощи насосного агрегата ЦА-320 в течение 20 мин. перемешали перекачкой по круговой схеме 31 м3 водо-полимерной композиции по табл. 3 и закачали по НКТ в скважину. Закачали буфер пресной воды в объеме 2,5 м3.A fresh water buffer was pumped into the well in a volume of 2.5 m 3 . Using the pump unit CA-320 for 20 minutes mixed by pumping in a circular pattern 31 m 3 water-polymer composition according to the table. 3 and pumped through the tubing into the well. A fresh water buffer was pumped in a volume of 2.5 m 3 .
Для второй порции рабочего раствора взяли товарную форму (без разбавления) раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по табл. 1, объемом 62 м3 и закачали его по НКТ в скважину и продавили в пласт водой в объеме 17,5 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 19 МПа.For the second portion of the working solution, they took the commodity form (without dilution) of an aluminum chloride solution (aluminum chloride manufactured by Ufaorgsintez OJSC TU 2471-077-05766563-2006 - catalyst production waste when producing alkylbenzenes) according to Table. 1, with a volume of 62 m 3 and pumped it through the tubing into the well and pushed into the reservoir with water in a volume of 17.5 m 3 (tubing volume + annular space opposite the reservoir interval), at a pressure of 19 MPa.
Приготовили третью порцию рабочего раствора хлористого алюминия, содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ИКУ-1 (ТУ 2415-005-12749890-2000), объемом 108 м3 (для соотношения 1:6 смешали раствор хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по составу табл. 1 в объеме 18 м3 и воду в объеме 90 м3). Закачали по насосно-компрессорным трубам в скважину последовательно 60 м3 раствора хлористого алюминия, 40 м3 метанола, 48 м3 раствора хлористого алюминия и продавили в пласт водой в объеме 17,5 м 3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 20 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 48 часов, для гелеобразования и реакции.A third portion of a working solution of aluminum chloride containing polyglycols, urea, a surfactant and an IKU-1 inhibitor (TU 2415-005-12749890-2000) was prepared, with a volume of 108 m 3 (for a 1: 6 ratio, mixed solution of aluminum chloride (production aluminum chloride OJSC “Ufaorgsintez” TU 2471-077-05766563-2006 - waste from catalyst production upon receipt of alkylbenzenes) according to the composition of Table 1 in a volume of 18 m 3 and water in a volume of 90 m 3 ). 60 m 3 of aluminum chloride solution, 40 m 3 of methanol, 48 m 3 of aluminum chloride solution were pumped through tubing into the well sequentially and pushed into the reservoir with water in a volume of 17.5 m 3 (tubing volume + annular space opposite the reservoir interval), at a pressure of 20 MPa. The wellhead was sealed and the well was left alone for 48 hours, for gelation and reaction.
Нагнетанием инертных газов компрессором ТГА 20/251 понизили уровень жидкости в скважине. Запустили скважину для очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции на факел и отработали на шайбах ⌀8÷12 мм в течение 56 часов. Далее скважину запустили в шлейф для эксплуатации. Поступления воды в ствол скважины нет.By pumping inert gases with a TGA 20/251 compressor, the fluid level in the well was lowered. They launched a well to clean the bottom-hole zone of the formation from reaction products to the flare and worked it out on washers of ÷8 ÷ 12 mm for 56 hours. Further, the well was launched into a loop for operation. There is no water inflow into the wellbore.
Способ успешно опробован на высокообводненных скважинах в зимний период, при температуре минус 20÷25°C, и показал положительные результаты, его применение позволило получить экономию, которая возникла за счет снижения себестоимости работ; использования дешевых реагентов; получения дополнительной добычи нефти и уменьшения отбора попутной воды.The method was successfully tested on highly watered wells in the winter, at a temperature of minus 20 ÷ 25 ° C, and showed positive results, its application allowed to obtain the savings that arose due to the reduction in the cost of work; the use of cheap reagents; obtaining additional oil production and reducing associated water withdrawal.
Способ рекомендуется для обработки призабойной зоны пласта в скважинах, разрабатывающих трещиновато-пористые коллектора, имеющих высокую обводненность продукции и высокую поглотительную способность.The method is recommended for processing the bottom-hole formation zone in wells developing fractured-porous reservoirs having high water cut and high absorption capacity.
Claims (4)
в качестве гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила используется водо-полимерная композиция, дополнительно содержащая неионогенное поверхностно-активное вещество, например АФ9-12, имеющая низкую температуру застывания от минус 25°C до минус 35°C и образующая большее количество тампонирующего материала в трещинно-поровом пространстве пласта, содержащая компоненты в следующих соотношениях, мас. %:
гидролизованный полиакрилонитрил, отходы волокна или тканей полиакрилонитрила или иного
причем после закачивания первой оторочки алюмосодержащей жидкости делают перерыв и оставляют скважину в покое на 48-72 часа для гелеобразования.1. The method of processing the bottom-hole zone of the formation, including the injection of aluminum-containing fluid, buffers from fresh water, hydrolyzed waste fiber or tissues of polyacrylonitrile and acid, alkaline, characterized in that the order of injection of the reagent compositions can withstand the following: the first rim of the aluminum-containing liquid diluted in water at a ratio volumes 1: 4; fresh water; a solution of hydrolyzed in alkali waste fiber or polyacrylonitrile tissue; fresh water; a second rim of aluminum-containing fluid; hydrochloric acid or aluminum-containing liquid diluted in water with a volume ratio of 1: 4 or 1: 5, or 1: 6; in this case, an aluminum chloride solution is used as a solution of aluminum chloride — a waste of catalyst production in the production of alkylbenzenes or a waste of cumulation production, additionally containing polyglycols, urea, a surfactant AF 9-12 and an universal acid inhibitor IKU-1 in the following ratio, wt. %:
as alkali-hydrolyzed fiber wastes or polyacrylonitrile fabrics, a water-polymer composition is used, additionally containing a nonionic surfactant, for example AF 9-12 , having a low pour point of minus 25 ° C to minus 35 ° C and forming a larger amount of plugging material in the fissure-pore space of the reservoir containing components in the following proportions, wt. %:
hydrolyzed polyacrylonitrile, waste fiber or tissue polyacrylonitrile or other
moreover, after the injection of the first rim of the aluminum-containing fluid, they take a break and leave the well at rest for 48-72 hours for gelation.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014132973/03A RU2566344C1 (en) | 2014-08-11 | 2014-08-11 | Method of treatment of bottomhole formation zone |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014132973/03A RU2566344C1 (en) | 2014-08-11 | 2014-08-11 | Method of treatment of bottomhole formation zone |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2566344C1 true RU2566344C1 (en) | 2015-10-27 |
Family
ID=54362188
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014132973/03A RU2566344C1 (en) | 2014-08-11 | 2014-08-11 | Method of treatment of bottomhole formation zone |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2566344C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2850254C1 (en) * | 2024-12-02 | 2025-11-07 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for treating bottomhole zone of wells exploiting carbonate reservoir formations |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4476033A (en) * | 1982-07-30 | 1984-10-09 | Phillips Petroleum Company | Method and compositions for acidizing and fracturing wells |
| SU1627677A1 (en) * | 1989-04-07 | 1991-02-15 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | A method of working a flooded oil deposit |
| SU1696683A1 (en) * | 1989-07-31 | 1991-12-07 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method of acid treatment of face zone of encroached oil pool |
| RU2101483C1 (en) * | 1997-05-16 | 1998-01-10 | Закрытое акционерное общество "Нефтетехсервис" | Method for treating down-hole zone of well |
-
2014
- 2014-08-11 RU RU2014132973/03A patent/RU2566344C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4476033A (en) * | 1982-07-30 | 1984-10-09 | Phillips Petroleum Company | Method and compositions for acidizing and fracturing wells |
| SU1627677A1 (en) * | 1989-04-07 | 1991-02-15 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | A method of working a flooded oil deposit |
| SU1696683A1 (en) * | 1989-07-31 | 1991-12-07 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method of acid treatment of face zone of encroached oil pool |
| RU2101483C1 (en) * | 1997-05-16 | 1998-01-10 | Закрытое акционерное общество "Нефтетехсервис" | Method for treating down-hole zone of well |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2850254C1 (en) * | 2024-12-02 | 2025-11-07 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for treating bottomhole zone of wells exploiting carbonate reservoir formations |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2499021C2 (en) | Composition and method of hydrocarbon fluid extraction at underground deposit | |
| EA011696B1 (en) | A method of treatment of subterranean formations | |
| WO2013165717A1 (en) | Biodegradable activators to gel silica sol for blocking permeability | |
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| CN116438278A (en) | Method of controlling water production from hydrocarbon-bearing subterranean formations using tight carbon dioxide compositions | |
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| RU2670808C1 (en) | Method for enhancing oil recovery (variants) | |
| EP4214293B1 (en) | Methods of enhanced oil recovery using dense carbon dioxide compositions | |
| US11920446B2 (en) | Methods for foam and gel injections into a well and enhanced foaming and gelations techniques | |
| RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
| RU2368769C2 (en) | Bottom-hole formation zone treatment method | |
| RU2386803C1 (en) | Method of acidising of holebottom area treatment of terrigenous collector | |
| RU2566344C1 (en) | Method of treatment of bottomhole formation zone | |
| SU1696683A1 (en) | Method of acid treatment of face zone of encroached oil pool | |
| RU2252238C1 (en) | Foam forming composition for productive stratum perforation | |
| RU2120030C1 (en) | Method of action on face zone of oil pool or on oil pool | |
| RU2191894C1 (en) | Method of oil formation development control | |
| RU2540767C1 (en) | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header | |
| RU2211317C1 (en) | Method of stimulation of oil pool with nonuniform reservoirs | |
| RU2792491C1 (en) | Method for developing carbonate reservoir of vereiskian-bashkir targets | |
| RU2737455C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of formation in conditions of high-dissected high-conductivity reservoir with low stress contrast of bridges | |
| RU2195546C1 (en) | Method of isolating flushed zones in oil formation | |
| RU2536070C1 (en) | Development and oil recovery improvement method for inhomogeneous oil pools | |
| RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
| RU2165014C1 (en) | Method of treating clay-containing oil formation reservoirs |